ministere de l’enseignement superieure et … · et il est utilisé comme un outil d'analyse...

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEURE ET DE LA RECHERCHE

SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE KASDI MERBAH

OUARGLA

FACULTE DES SCIENCES DE LA TECHNOLOGIE ET DES SCIENCES DE LA MATIERE

DEPARTEMENT DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE

Mémoire De Fin d’Etude

En vue de l'obtention du diplôme de master 2

Filière: Hydrocarbure

Option: FORAGE ET MAINTENANCE DES PUITS

Présenté par:

- HAMLAOUI Salaheddine - NADJAH Samir

THEME

Membres de jury:

- Mr BENMENINE.Dj M.A Président

- Mr Bouchmaa.K M.A Examinateur

- Mr HELLAL.Y M.A Encadreur

- Mr ATLILI Med Elhadi Ingenieur Co-Encadreur

Année Universitaire: 2011 / 2012

Etude de contrôle de puits par l’audit de

l’appareil de forage (étude cas TP 206)

REMERCIEMENT

Nous tenons à remercier avant tout Dieu tout puissant de

nous avoir donné le courage de terminer nos études.

Nous tenons à remercier en premier lieu et très

chaleureusement notre promoteur

Mr. ATLILI.A

Pour avoir accepté de diriger notre travail, pour ses

précieux conseils, pour son esprit d’ouverture et sa

disponibilité. Grâce à lui, notre travail s’est déroulé dans

les meilleures conditions.

Nous remercions aussi :

- Tous les travailleurs de chantier E.N.T.P (TP206)

-Le superviseur de SONATRACH.

-Mr BOUBNIA.A (AUDITEUR DE WELL CONTROL)

Nous remercions toutes personnes qui nous ont aidés De

près ou de loin.

Sommaire : Introduction

Chapitre 1: généralité sur l’audit

I. Définition de l’Audit………………………………………………………………………… II. Enjeux de l'audit…………………………………………………………………………….. III. Les Types d'audit………………………………………………………………………….. IV. Caractéristiques de l'audit …………………………………………………………………. V. Déroulement d'un audit …………………………………………………………………… VI. Classement des non-conformités ………………………………………………………… VII. Documenter ………………………………………………………………………………

Chapitre 2: Généralité sur le well control

I. Introduction ………………………………………………………………………………… I.1 Le contrôle primaire …………………………………………………………………… I.2 Le contrôle secondaire ………………………………………………………………… I.3 Le contrôle tertiaire……………………………………………………………………. II. Les Causes des venues ……………………………………………………………………. III. Les équipements de contrôle de venue …………………………………………………..

III.1 L’accumulateur……………………………………………………………………….. III.1.1 Fonctionnement de l’unité …………………………………………………………. III.1.1.1 Appareillage à air …………………………………………………………………… III.1.1.2 Appareillage électrique ……………………………………………………………. III.1.1.3 Partie accumulation ……………………………………………………………….. III.1.1.4 Distribution vers les obturateurs à mâchoires et opérateurs de vannes ………….. III.1.1.5 Distribution vers le ou les obturateurs annulaires………………………………… III.1.1.5 Réservoir…………………………………………………………………………. III.1.5 Panel de commande ………………………………………………………………… III.2 Les obturateurs ……………………………………………………………………….. III.2.1 L’obturateur annulaire ………………………………………………………………. III.2.1.1 Principe de fonctionnement des obturateurs annulaire……………………………. III.2.1.2 Caractéristiques de l’obturateur annulaire hydril GK 13''5/8 5000…………………. III.2.2 Les obturateurs a mâchoires………………………………………………………… III.2.2.1 principe de fonctionnement des obturateurs à mâchoires………………………… III.2.2.2 L’obturateur à mâchoire Cameron type U…………………………………………. III.2.2.3 Description du Cameron type U……………………………………………………. III.2.2.4 Fonctionnement du Cameron type U………………………………………………... III.2.3 Les obturateurs internes de la garniture (inside BOP)……………………………….. III.2.3.1 Kelly cock ( safety valve )………………………………………………………...... III.2.3.2 Gray valve…………………………………………………………………………… III.2.3.3 Float valve…………………………………………………………………………… III.2.3.4 Fast shut off coupling……………………………………………………………….. III.2.3.5 Drop in back pressure valve (DIBPV)……………………………………………….

1 1 1 1 2 3 3

4 4 4 4 4 5 5 9 9 9 10 10 10 10 11 11 11 12 13 14 14 14 15 16 17 17 18 18 19 19 15

III.3 Circuit manifold ……………………………………………………………………….. III.3.1 Manifold de Duse……………………………………………………………………… III.3.1.1 Duse réglable manuelle……………………………………………………………... III.3.1.2 Duse commandée à distance………………………………………………………… III.3.1.3 Description de la duse Cameron 4 ½ 10000 psi…………………………………….. III.3.2 Choke panel…………………………………………………………………………… III.3.3 Choke line…………………………………………………………………………….. III.3.4 Kill line……………………………………………………………………………….. III.4 Séparateur atmosphérique ………………………………………………………………

IV. La Pression maximum admissible à l’annulaire Padm (MASP)…………………………... V. Le gain maximal admissible (Gmax)………………………………………………………. V.1 Durant le forage ………………………………………………………………………… V.2 Durant la manœuvre de remontée………………………………………………………..

Chapitre III: partie spéciale

I. Introduction……………………………………………………………………………….. I.1 Les objectifs de l’audit de well control…………………………………………………. I.2 Les informations primaires de l’audit ………………………………………………….. I.3 Caractéristique de l’appareil de forage TP 206………………………………………. II. Les résultats détaillés d'audit……………………………………………………………… II.1 L’Accumulateur………………………………………………………………………… II.2 Les Obturateurs (Blowout Preventer) ……………………………………………….. II.3 Circuit Manifold ………………………………………………………………………... II.4 Séparation de gaz ……………………………………………………………………… II.5 Les Obturateurs internes de garniture (Inside BOP), Les Vannes, et Flotteurs……….. II.6 La sécurité des masses tiges …………………………………………………………… II.7 Les Indicateurs de débit…………………………………………………………………. II.8 Tubage ………………………………………………………………………………….. II.9 Les Procédures de manœuvre ………………………………………………………….

II.10 Les Exercices …………………………………………………………………………. II.11 Spécifications de l’appareil de forage ………………………………………………… II.12 Les Formations d'équipe de l’appareil de forage……………………………………… III. Analyses de résultat………………………………………………………………………… IV. Les Résultats non conformes………………………………………………………………. IV.1 Les Résultats non- conformités critiques……………………………………………. IV.2 Les Résultats non- conformités majeures…………………………………………… IV.3 Les Résultats non- conformités mineures………………………………………….….

Conclusion

Bibliographie

Annexe

26 26 26 26 27 27 31 39 43 43 45 45 46 47 48 50 55 57 58 58 58 58

20 20 21 21 21 22 23 23 23 24 24 24 25

Liste des figures

Figure page

Fig.II.1 Vue éclatée de l’unité d’accumulation 06

Fig.II.2 panel de commande à distance 11

Fig.II.3 Principe de fonctionnement des obturateurs annulaire 12

Fig.II.4 Obturateur annulaire Cameron type 13

Fig.II.5 Obturateur annulaire Hydril GK 14

Fig.II.6 Obturateur à mâchoire Cameron type 14

Fig.II.7 Eclaté d’un Cameron type 15

Fig.II.8 Détail du système d’étanchéité du Cameron type 16

Fig.II.9 Schéma montrant le circuit de fermeture d’un Cameron type 16

Fig.II.10 Schéma montrant le circuit d’ouverture d’un Cameron type 17

Fig.II.11 Kelly cock ( safety valve ) 17

Fig.II.12 Gray valve 18

Fig.II.13 float valve 18

Fig.II.14 Reggan shut off couplin 19

Fig.II.15 DIBPV 19

Fig.II.16 Choke et kil manifold 20

Fig.II.17 Duse réglable manuelle 21

Fig.II.18 Duse Cameron commandée à distance 22

Fig.II.19 choke panel 22

Fig.II.20Schéma d’un séparateur atmosphérique 23

Fig.III.1 les lignes de contrôles inutilisés 28

Fig.III.2 bouteille de surtension 33

Fig.III.3 les pièces de rechange de BOP 34

Fig.III.4 coflex house 39

Fig.III.5 Manifold de 10000 psi 41

Fig.III.6 Gray valve 44

Fig.III.7 Safety valve 44

Abbreviation

DST: Drill system test

ISO: l'Organisation internationale de normalisation

BOP: blowtout preventer

DIBPV: Drop in back pressure valve

NACE: National Association of Corrosion Engineers

HCR: Hydraulic Control Remote

DTM: démontage, transport, montage

OEM: Original Equipment Manufacturer

HP: haut pression

HT: haut température

TIW: tixas iron well control

HSE: hygiene, sécurité, environnement

P : Pression (bar)

Ppores : pression des pores (bar)

Pfrac : pression de fracturation (bar)

Vea : volume unitaire de l’espace annulaire au fond (l)

Padm: Pression maximum admissible (bar)

Z sabot : cote verticale du sabot (m)

Pfrac : La pression de fracturation (bar)

V1 : volume de la venue au fond (l)

d : densité

Gb : gradient de la boue (bar/m)

Gv : gradient de l’effluent

Pt : pression de tige (bar)

V : volume (l)

Z : profondeur verticale du puits. (m)

Hmax : hauteur maximal de venue (m)

psi : Pound Square Inch

Introduction

Introduction

L’identification des risques associés à toute entreprise, et la gestion de ces risques, sont des

aspects importants de la gestion des affaires dans le monde concurrentiel d'aujourd'hui. Il est

encore plus pertinent quand on parle de l'exploration pétrolière et gazière et les champs de

production. Les services d'évaluation d’appareil de forage aidé à traitement les risques identifiés

et il est utilisé comme un outil d'analyse des risques à prévenir de manière proactive de perte de

contrôle du puits.

L’audit de l’appareil de forage peut aider à réduire la probabilité et les conséquences des

incidents, Il permet de visualiser et de mesurer l'état actuel des équipements de l'appareil de

forage et les mettre dans des bonnes conditions lorsque vous essayez de gérer l’événement de

contrôle du puits, ainsi assurer l'intégrité de leur installations, améliorer la productivité et de

protéger leur actifs, leur employés et le public

Le but de notre mémoire est de présenter notre étude sur le contrôle de puits par un audit sur

un appareil de forage (cas TP 206), cette étude a été subdivisée en trois chapitres sur le premier

chapitre on a donné une généralité sur l’audit puis on a présenté une généralité sur le contrôle

de puits et dans le dernier chapitre on a parlé sur le déroulement de l’audit sur l’appareil de

forage et la fin on a conclu notre étude par un commentaire sur le résultat de l’audit et montrer

son importance.

Chapitre 1 généralité sur l’audit

Université de ouargla 2012 1 |

I. Définition de l’Audit :

L'audit est une activité de contrôle et de conseil qui consiste en une expertise par un agent compétent et impartial et un jugement sur l'organisation, la procédure, ou une opération quelconque de l'entité.

L'audit est surtout un outil d'amélioration continue, car il permet de faire le point sur l'existant (état des lieux) afin d'en dégager les points faibles et/ou non conformes (suivant les référentiels d'audit). Cela, afin de mener par la suite les actions adéquates qui permettront de corriger les écarts et dysfonctionnements constatés. [2]

II. Enjeux de l'audit

L'audit est un processus systématique, indépendant et documenté permettant de recueillir des informations objectives pour déterminer dans quelle mesure les éléments du système cible satisfont aux exigences des référentiels du domaine concerné.

Il s'attache notamment à détecter les anomalies et les risques dans les organismes et secteurs d'activité qu'il examine. Auditer une entreprise, un service, c’est écouter les différents acteurs pour

comprendre et faire comprendre le système en place ou à mettre en place. [2]

III. Les Types d'audit: La norme ISO 9000 distingue les audits comme suite :

III.1 L'audit interne

Les audits internes, appelés parfois « audit de première partie » sont réalisés par, ou au nom de, l’organisme lui-même pour des raisons internes et peuvent constituer la base d’une auto-déclaration de conformité.

III.1 L'audit externe (notre cas)

Les audits externes comprennent ce que l’on appelle généralement les « audits de seconde ou de tierce partie ».

Les audits de seconde partie sont réalisés par des parties, telles que des clients, ayant un intérêt dans l’organisme, ou par d’autres personnes en leur nom.

Les audits de tierce partie sont réalisés par des organismes externes indépendants. De tels organismes, généralement accrédités (voir norme NF ISO/CE 17021), fournissent l’enregistrement

ou la certification de conformité à des exigences comme celles de l’ISO 9001 ou 14001 ou NF ISO/CEI 27001 relative aux systèmes de management de la sécurité de l'information. [2]

IV. Caractéristique de l’audit :

Audité : organisme qui est audité

Auditeur : personne possédant des capacités personnelles et démontrées ainsi que la compétence

nécessaire pour réaliser un audit

Equipe d'audit : un ou plusieurs auditeurs réalisant un audit, assistés, si nécessaire, par des experts

techniques

Un auditeur de l’équipe d'audit est nommé responsable de l'équipe d'audit.



L'équipe d'audit peut comprendre des auditeurs en formation.

Expert technique : audit personne apportant à l'équipe d'audit des connaissances ou une expertise

spécifiques.

Ces connaissances ou cette expertise spécifiques sont relatives à l’organisme, au processus ou à

l’activité à auditer, ou elles consistent en une assistance linguistique ou culturelle.

Au sein de l’équipe d’audit, un expert technique n’agit pas en tant qu’auditeur

Client de l'audit : organisme ou personne demandant un audit.

Le commanditaire peut être l'audité ou tout autre organisme qui a le droit réglementaire ou

contractuel de demander un audit

Compétence : audit qualités personnelles et capacité démontrées à appliquer des connaissances et

des aptitudes.

Programme d'audit : ensemble d'un ou plusieurs audits planifié pour une durée spécifique et dirigé

dans un but spécifique.

Un programme d'audit comprend toutes les activités nécessaires pour la planification,

l'organisation et la réalisation des audits.

Plan d’audit : description des activités et des dispositions nécessaires pour réaliser un audit

Champ de l’audit : étendue et limites d'un audit

Le champ décrit généralement les lieux, les unités organisationnelles, les activités et les

processus ainsi que la période de temps couverte.

Critères d'audit : ensembles de politiques, procédures ou exigences.

Les critères d'audit sont la référence vis-à-vis de laquelle les preuves d'audit sont comparées.

En français, les critères d'audit sont couramment appelés référentiel d'audit.

Preuves d'audit : enregistrements, énoncés de faits ou d’autres informations pertinents pour les

critères d'audit et vérifiables.

Les preuves d'audit peuvent être qualitatives ou quantitatives.

Constatations d'audit : résultats de l'évaluation des preuves d'audit par rapport aux critères d'audit.

Les constats d’audit peuvent indiquer la conformité ou la non-conformité aux critères d’audit ou

des opportunités d’amélioration.

Conclusions d'audit : résultat d'un audit auquel l'équipe d'audit parvient après avoir pris en

considération les objectifs de l’audit et toutes les constatations d'audit. [1]

V. Déroulement d'un audit:

· Planifier l'audit

NB : en exécutant le programme, ou déclencher un audit non programmé en cas de nécessité

· Désigner, affecter, informer et renseigner les auditeurs

· Avertir l'organisme audité (pour se préparer)

· Réaliser l'audit



- lancement (PV d'ouverture)

- accepter et valider les non-conformités enregistrées par les pilotes processus audités, lors de l'audit. En fixant les délais de levé des écarts.

- clôture (PV de clôture)

· Préparation du rapport d'audit

· Remise du rapport d'audit auprès de l'organisme auditeur

· Diffusion du rapport d'audit à l'organisme audité

· Suivi des levés des écarts selon les échéanciers fixés avant la clôture de l'audit

· Clôture des audits

· Clôture du rapport d'audit

· Analyse du rapport par les deux organismes auditeur et audité. [1]

VI. Classement des non-conformités :

- Une non-conformité majeure (non-conformité) (selon les organismes de certification) remet en cause à elle seule la viabilité du système. Elle ne peut être prononcée que par rapport à une exigence spécifiée.

- Une non-conformité mineure (remarque) (selon les organismes de certification) est une non satisfaction partielle à une exigence spécifiée qui ne remet pas en cause à elle seule la viabilité du système. [1]

VII. Documenter :

Procédure d'audit

Procédure d'évaluation des auditeurs

Programme d'audit

Plan d'audit

Rapport d'audit

Fiche de fonction auditeur

Evaluation des auditeurs [1]

Chapitre II Généralité sur le contrôle des venues


I. Introduction :

Le forage pétrolier est souvent confronté à des défis d’ordres techniques liés à la traversée des

formations profondes contenant de fluides sous pression qui pourraient mettre en danger la vie humaine, l’équipement et l’environnement.

Le contrôle de puits est divisé en trois catégories principales à savoir le contrôle primaire, le

contrôle secondaire et le contrôle tertiaire.

I.1 Le contrôle primaire :

La barrière essentielle est la pression hydrostatique exercée par la boue de forage à une valeur

égale ou légèrement supérieure à la pression des pores sans toutefois dépasser la pression de

fracturation au niveau du point fragile.

I.2 Le contrôle secondaire :

Quand la pression de fond devient inférieure à la pression de pores, il y a une intrusion du

fluide de formation dans le puits, cette intrusion ne peut être arrêtée qu’après la fermeture du puits

en utilisant les équipements de sécurité.

La remise du puits sous contrôle est effectuée en utilisant les méthodes de contrôle conventionnelles

à savoir la Driller’s ou la Wait &Weight Method.

I.3 Le contrôle tertiaire :

Le contrôle tertiaire représente la troisième ligne de défense ou la venue ne peut pat être

contrôlée par une simple circulation avec les équipements en place, mais on doit appliquer d’autres

procédures et/ou peut être faire appel à d’autres équipements. [3]

II. Les Causes des venues :

Les causes de venues les plus fréquentes sont :

· Le défaut de remplissage du puits pendant les manœuvres de garniture.

· Le pistonnage vers le haut et vers le bas pendant les manœuvres

· Les pertes de circulation

· La densité du fluide de forage insuffisante

· Formation à pression anormalement élevée

· Les situations spéciales (DST, avancement non contrôlé dans une formation contenant du

gaz)

· Contamination de la boue par le gaz.



III. Les équipements de contrôle de venue : (Voir l’annexe 1)

III.1 L’accumulateur (Commande hydraulique des obturateurs) :

Les obturateurs et les vannes hydrauliques de choke line et kill line sont manœuvrés

hydraulique à distance suivant le principe de fonctionnement des vérins hydrauliques à doubles effet.

Le système de commande hydraulique a pour objectif d’assurer la fermeture et l’ouverture de

chaque fonction d’une façon efficace, rapide et facile à répéter et si nécessaire sans avoir à utiliser

l’énergie extérieur.

Les caractéristiques de l’unité à commande hydraulique sont définies en fonction :

· Du volume total d’huile pour assurer la séquence imposée par la procédure de la

compagnie.

· De la pression maximale de travail.

· Du temps nécessaire pour recomprimer l’accumulateur selon les spécifications API.

L’unité KOOMEY décrite ci-dessous est la plus répondue dans l’industrie pétrolière.



fig.II.1 Vue éclatée de l’unité d’accumulation [4]



1 Arrivée d'air (pression de l'ordre de 120 psi).

2 Huileur.

3 Vanne qui permet de by-passer la vanne d'admission automatique d'air n°4. En position

ouverte, elle permet d'alimenter en continu les pompes à air. Elle doit être normalement en

position fermée.

4 Vanne d'admission hydropneumatique automatique. Elle permet de régler la pression de

démarrage et l'arrêt des pompes à air.

5 Vannes manuelles d'isolement des pompes pneumatiques. Normalement, elles doivent être

en position ouverte.

6 Pompes à air.

7 Vannes manuelles d'isolement de l'aspiration des pompes à air. Normalement, elles doivent

être en position ouvertes.

8 Filtre à huile équipé d'une crépine sur la ligne d'aspiration.

9 Clapet anti-retour.

10 Pompe triplex entraînée par moteur électrique.

11 Mano-contact : permet de régler les pressions de démarrage et d'arrêt de la pompe électrique.

Il est réglé de telle façon que le moteur électrique démarre lorsque la pression dans l'unité

chute sous un certain seuil (en général, 2700 psi) et s'arrête lorsque la pression atteint un

certain seuil (3000 psi).

12 Coffret de démarrage contenant un commutateur à 3 positions (OFF, ON, AUTO).

L’interrupteur doit être normalement sur la position AUTO.

13 Vanne manuelle d'isolement de l'aspiration de la pompe électrique. Normalement, elle doit

être en position ouverte.

14 Filtre à huile équipé d'une crépine sur la ligne d'aspiration.


16 Vanne manuelle d'isolement des bouteilles. En fonctionnement normale, cette vanne doit

être ouverte.

17 Accumulateur. La précharge en azote doit être de 1000 psi ± 10 %.

18 Soupape de sécurité, tarée entre 3300 et 3500 psi. Le retour est connecté au réservoir.

19 Filtre à huile sur le circuit haute pression.

20 Régulateur de pression : Il réduit la pression de 3000 psi à 1500 psi pour le circuit

"manifold". Son réglage se fait manuellement.


22 Distributeurs 4 voies - 3 positions. Ces distributeurs, équipés de vérins pneumatiques,

peuvent être pilotés à distance.

Elles permettent l'envoi du fluide hydraulique sous pression vers les BOP ou les opérateurs

de vannes, pour ouvrir ou fermer ceux-ci.



23 Vanne de by-pass : permet de by-passer la régulation 3000 - 1500 psi et d'envoyer

directement dans le manifold le fluide hydraulique à la pression des accumulateurs (3000

psi). Cette vanne doit être normalement en position fermée. Elle peut être commandée à

distance.

24 Soupape de sécurité avec retour au réservoir de stockage du fluide hydraulique. Elle est

réglée vers 5500 psi.

25 Vanne de purge. Elle est normalement en position fermée.

26 Sélecteur à 2 positions : Il permet de sélectionner le point de commande du régulateur de

pression du BOP annulaire n° 27. Lorsqu'il est sur Remote, 27 peut être réglé à partir du

panel de commande à distance. Lorsque le sélecteur est sur Local, 27 ne peut pas être réglé à

distance.

27 Régulateur de pression annulaire : Il permet de régler la pression du fluide hydraulique

envoyé vers le BOP annulaire afin d'ajuster la pression de fermeture de celui-ci. Ce

régulateur est piloté pneumatiquement et peut être ajusté à distance.

28 Manomètre de pression de la partie "accumulateur".

29 Manomètre de pression de la partie "manifold".

30 Manomètre de pression de la partie "annulaire".

31 - 32 - 33 Transmetteurs pneumatiques de pression de l'accumulateur, du manifold et de

l'annulaire vers le ou les panneaux de commande à distance.

34 Filtre à air.

35 Régulateur permettant de régler la pression d'air envoyée vers le régulateur 27.

34. 36, 37 et 38. régulateurs à air pour les transmetteurs pneumatiques.

39. Platine de connexion du faisceau de tubes de télécommande pneumatique.

40. Indicateur de niveau d’huile dans le réservoir.

41. Bouchon de remplissage du réservoir.

42. Vannes à quatre voies en 3 positions.

43. Clapet anti-retour.

44. Soupape de sécurité.

45. et 46. Lignes auxiliaires (test ou skidding).

46. retour au réservoir lors de l’utilisation d’une ligne auxiliaire.

47. Bouchon d’inspection.



III.1.1 Fonctionnement de l’unité :

L’unité à commande hydraulique se compose de six sous-ensembles :

· Appareillage à air.

· Appareillage électrique.

· Partie accumulation.

· Manifold mâchoires-vannes.

· Manifold annulaire.

· Réservoir.

III.1.1.1 Appareillage à air :

L’air de la sonde passe à travers un filtre puis un lubrificateur (2). Normalement la vanne by-

passe (3) est fermée et l’air passant par la vanne d’admission hydropneumatique (4), arrive à chaque

pompe hydropneumatique (6).

La vanne d’admission d’air (4), réglable manuellement, s’ouvre lorsque la pression

hydraulique chute à 2700 psi (en générale) et se ferme à 3000 psi.

Si l’on désire gonfler les accumulateurs à plus de 3000 psi il suffit d’ouvrir la vanne by passe (3)

sans oublier de la refermer lorsque la pression voulue est atteinte.

Si une pompe à air (6) est défaillante, on peut l’isoler par la vanne (5) ce qui permet de réparer

sans arrêter l’unité. [4]

Le fluide hydraulique stocké à pression atmosphérique dans le bac est aspiré par la pompe à air à

travers une conduite équipée d’une vanne (7) et d’un filtre (8) puis refoulé à 3000 psi vers les

bouteilles d’accumulateur. La ligne de refoulement 3000 psi est équipée d’un clapet anti-retour (9).

III.1.1.2 Appareillage électrique :

La pompe (10) a la même utilisation que la pompe hydropneumatique vue précédemment et

les conduits de fluide sont équipés normalement sur la ligne d’aspiration, d’une vanne (13) et d’un

filtre (14) et sur la ligne de refoulement à 3000 psi, d’un clapet anti-retour (15).

Encore, le principe du démarrage de la pompe électrique à 2700 psi et de son arrêt à 3000 psi est

respecté.

La baisse de pression est enregistrée par le manocontact (11) qui actionne un contacteur électrique

(12). Normalement ce contacteur doit être sur la position auto. [4]

La position manuelle sera choisie si l’on veut dépasser la pression de 3000psi.



III.1.1.3 Partie accumulation :

Le système d’accumulation est protégé par le clapet de sécurité (18), taré à 3300 ou 3500 psi.

Les vannes d’isolement (16) doivent être ouvertes sauf lors du déménagement. Le fluide à 3000

psi arrive dans 2 régulateurs de pression : le régulateur (27) pour le manifold de l’obturateur

annulaire et le régulateur (20) et d’envoyer directement la pression des bouteilles et les vannes de

commandes à distance. La vanne by-passe (23) permet d’éviter le régulateur (20) et d’envoyer

directement la pression des bouteilles dans le manifold. Le manomètre (28) indique en permanence

la pression dans les bouteilles. De plus, le circuit possède un clapet de sécurité (24) taré à travers à

5500 psi, qui protége le système si la vanne (16) est fermée et une vanne de purge (25) vers le

réservoir. [4]

III.1.1.4 Distribution vers les obturateurs à mâchoires et opérateurs de vannes

Le fluide sous pression de 3000 psi arrive dans le régulateur de pression (20) d’où il ressort

à 1500 psi.

Le manifold, possède :

· Un manomètre (29), ou l’on doit être lire 1500 psi.

· Un sélecteur (26) pour opérer les fonctions, soit de l’unité, soit du plancher.

· Une vanne by passe (23) pour appliquer en cas d’urgence directement les 3000 psi dans le

manifold.

· Différents vannes 4 voies connectées chacune aux différents obturateurs et vannes. [4]

III.1.1.5 Distribution vers le ou les obturateurs annulaires

Système semblable à l’autre manifold où le fluide sous pression 3000 psi arrive dans un

régulateur de pression (27) qui permet de régler la pression sur le manomètre (30) de 0 à 3000 psi

suivant les opérations (forage, venue, stripping,…).

La commande du régulateur allié au secteur (26) permet de régler la pression annulaire, soit de

l’unité, soit du panel du plancher de forage.

Certains régulateurs conservent leurs réglages en cas de rupture de la télécommande (fail safe).

Sur le coté de l’unité, il existe 3 transmetteurs de pression qui transforment les pressions

hydrauliques en pressions pneumatiques pouvant être lues à différents endroits du chantier. [4]

III.1.1.6 Réservoir :

Réservoir de section rectangulaire sert au stockage du fluide de manœuvre à la pression

atmosphérique. Sa capacité doit être au minimum égale à deux fois le volume utile d’huile

nécessaire pour assurer la séquence exigée. [4]



III.1.2 Panel de commande (fig.II.2 ) :

Plusieurs modèles existant dans l’industrie selon le type de commande. Les opérations

peuvent être contrôlé à partir d’un panneau de commande à distance situé sur plancher de forage ou

dans le Dog-House. Un panneau auxiliaire de secours peut être placé en dehors du périmètre de

sécurité.

Pour manœuvre une fonction, la vanne maîtresse d’air doit être actionnée en même temps que la

commande de la fonction correspondant pour manœuvre la vanne à 4 voies en 3 positions sur

l’unité principale. La position des vannes à 4 voies de l’unité est indiquée par des voyants lumineux

vert ou rouge. [4]

fig.II.2 panel de commande à distance [4]

III.2 Les obturateurs :

La fonction principale d’un obturateur est de permettre la fermeture rapide et immédiate du

puits lors la construction d’un signe positif de venue hors puits. Un obturateur est défini par :

Marque : Cameron, Shaffer, Hydril,…

Type : U, SL, GK,…

Dimension nominale qui correspond au diamètre minimale d’alésage, par exemple : 11'', 13''5/8,…

Série qui correspond à sa pression maximale de service : 3000, 5000 psi,… [4]

III.2.1 L’obturateur annulaire : L’obturateur annulaire est situé au top de l’empilage des obturateur (BOP’s). Il est contient une

garniture élastique permettant :

· La fermeture sur n’importe quel diamètre de tige et même dans l’extrême sur un trou vide.

· Le stripping de la garniture de forage lors un venue en cours de manœuvre.



III.2.1.1 Principe de fonctionnement des obturateurs annulaire :

Le principe de fonctionnement décrit ci-dessous est à tous les obturateurs annulaires à quelles

que soient leurs caractéristiques. La fermeture est généralement assurée par la combinaison entre

l’envoie d’huile sous pression (closing pressure) dans la chambre de fermeture (closing area) et la

pression de puits (well pressure) exercée sur well pressure area, entraînant le piston (operating

piston) vers le haut, compriment la garniture. Cette dernière étant paquée vers le haut et vers le bas

ne peut que se refermer vers l’intérieure. L’ouverture est effectuée par l’envoie d’huile sous

pression (opening pressure) dans la chambre d’ouverture (opening area), entraînant le piston

(operating piston) vers le bas, la garniture élastique se décomprime et répond sa forme initiale.

Le retour d’huile vers le réservoir s’effectue par la côté opposé de la chambre c'est-à-dire par

chambre de fermeture (closing area). [4]

Fig.II.3 Principe de fonctionnement des obturateurs annulaire [4]



Fig.II.4 Obturateur annulaire Cameron type [4]

III.2.1.2 Caractéristiques opérationnelles de l’obturateur annulaire hydril GK 13''5/8 5000 (fig.II.5)

· Conçu pour les opérations de stripping.

· La garniture élastique et de deux chambres d’ouverture et de la fermeture est testée à la

pression de travail de l’obturateur (750 à 2250 psi).

· Ce corps de l’hydril est testé à 150 % de la pression de travail (3375 psi)

· Peut se fermer sur un trou vide.

· Possibilité de mesure le cours de piston pour déterminer l’usure de la garniture.

· Disponible avec couvercle boulonné.

· La pression du puits aide à l’étanchéité de la membrane.



· Répond aux spécifications standards NACE concernant la résistance au H2S.

III.2.2 Les obturateurs a mâchoires :

Ce type d’obturateur est disponible en simple, double ou triple étage et peut être équipé avec

des mâchoires à fermeture :

· Totale (Blind Rams).

· Totale et cisaillent (Blind Shear Rams).

· Sur un diamètre donnée (Pipes rams).

· Sur une série de diamètre (variable Rams).

Les modèles les plus couramment utilisée sont :

Cameron type : U & UII. / Shaffer type : LWS. / Hydril type : X.

III.2.2.1 principe de fonctionnement des obturateurs à mâchoires :

Le principe de fonctionnement de tous les types des obturateurs à mâchoires est pratiquement identique mais au point de vue mécanique chacun différent à l’autre.

Pour illustrer ce principe, l’obturateur Cameron type U décrit ci-dessous :

III.2.2.2 L’obturateur à mâchoire Cameron type U (fig.II.6) :

Fig.II.5 Obturateur annulaire Hydril GK 13''5/8 5000

Fig.II.6 Obturateur à mâchoire Cameron type U [4]



III.2.2.3 Description du Cameron type U

Il est constitué d'un corps forgé comprenant : un alésage central vertical pour le passage des

équipements de forage, un alésage horizontal (rams cavity) dans lequel se déplace un jeu de deux

mâchoires. Souvent 2 sorties latérales pour connecter directement les kill et choke lines (ce qui évite

d’utiliser une croix de circulation (mud cross ou drilling spool), ces sorties sont situées sous les

rams.

De chaque côté du corps:(fig.II.7) une bride intermédiaire (2) (Intermediate flange), un "bonnet"

(3).

Chaque bride est fixée au "bonnet" par des vis à tête noyée et chaque ensemble "bride + bonnet" est

fixé au corps par quatre goujons (12). L'étanchéité entre bride et corps est assurée par un joint type

"O-ring" (22).

Chaque mâchoire est "agrafée" sur une tige de piston comportant au centre le piston de manœuvre

(5). Ce type de montage permet un certain mouvement des mâchoires (elles sont flottantes)

nécessaire lors de la fermeture pour avoir un alignement correct entre les mâchoires et la tubulaire.

Fig.II.7 Eclaté d’un Cameron type U

1A) Body 6) Operating Cylinder 7) Lock Screw Housing

3) Bonnet 5) Operating Piston 11) Ram Change Cylinder

8) Lock Screw 4) Ram Assembly 2) Intermediate Flange

10) Ram Change Piston 12) Bonnet Bolt 22) Bonnet Door Seal

Deux pistons (10) solidaires du corps, servant à la manœuvre des bonnets présentent les

caractéristiques suivantes :

L'un (10) sur le circuit d’ouverture du BOP a un alésage central, il permet d’écarter les bonnets du

corps et d’accéder aux mâchoires.



L'autre (10) sur le circuit de fermeture des BOP est percé latéralement. Le circuit débouche derrière

le piston et permet de refermer les bonnets.

La bride intermédiaire entre corps et bonnet dans laquelle coulisse la tige de piston est munie d'un

joint à lèvres (lip seal) du côté puits et d'un "O" Ring côté chambre de manœuvre du piston.

Entre ces deux joints se trouvent une mise à l'atmosphère (vent line ou weep line) (ce qui permet la

détection d'une fuite éventuelle) ainsi qu'un système supplémentaire d'étanchéité par injection de

graisse plastique. Cette possibilité d’injection est un système d'étanchéité de secours à n'employer

que si le BOP ne peut pas être démonté et réparé (fig.II.8), c’est le cas en cours de contrôle de

venue. [4]

Fig.II.8 Détail du système d’étanchéité du Cameron type U III.2.2.4 Fonctionnement du Cameron type U (fig.II.9) La manœuvre de l'obturateur est commandée par une vanne à quatre voies de l’unité de

commande des BOP.

Pour fermer, le fluide sous pression envoyé par l'orifice marqué "close" passe à l'intérieur de la tige

et du piston (10) arrive dans le cylindre principal, à l'arrière du piston de commande (5). Celui-ci

poussé coté puits, entraîne la mâchoire. Le retour du fluide, chassé par le mouvement des pistons,

s'effectue par le côté marqué "open".[4]

Fig.II.9 Schéma montrant le circuit de fermeture d’un Cameron type U



La pression dans le puits aide à la fermeture du BOP, elle passe sous la mâchoire et vient

s’appliquer derrière celle-ci. Théoriquement, à partir d’une certaine valeur, elle permet même de

maintenir le BOP fermé après avoir purgé la pression hydraulique dans le circuit de fermeture.

Pour ouvrir, après manœuvre de la vanne à quatre voies, le fluide sous pression est envoyé par

l'orifice marqué "open". Il passe par la tige du piston plein (9) et arrive dans le cylindre de

manœuvre à l'arrière du piston de commande. Le retour du fluide de fermeture s'effectue par le côté

marqué "close". [4]

Fig.II.10 Schéma montrant le circuit d’ouverture d’un Cameron type U III.2.3 Les obturateurs internes de la garniture (inside BOP) :

Ce sont des équipements qui permettant d’obturer rapidement la garniture de forage en cas de

venue, par mis ces équipements fréquemment utilisés sont :

III.2.3.1 Kelly cock ( safety valve ) (fig.II.11) :

C’est une vanne à fermeture rapide, il ya deux, une vanne placée au sommet de tige

d’entraînement et l’autre Située à la partie inférieure de la tige d’entraînement (Kelly). [4]

Fig.II.11 Kelly cock ( safety valve )



III.2.3.2 Gray valve (fig.II.12) :

C’est une vanne à clapet anti-retour, ui est maintenu ouvert grâce à un dispositif spécial. Elle

est visée sur la garniture lorsqu’une vanne se manifeste. Il permet la circulation durant le descend

de la garniture, mais les inconvénients est la difficulté d’installer à cause de contre pression due à

la retour du fluide a travers les tiges, ne permet pas le remplissage automatique de la garniture et

empêcher le passage des outils et câble de wire-line, etc…

Il faut prévoir les réductions nécessaires pour son vissage. [4]

Fig.II.12 Gray valve III.2.3.3 Float valve (fig.II.13) : Ce son les soupapes classiques à clapet anti-retour placé au dessus de l’outil qui empêchent

tout retour de boue par l’intérieur des tiges.

Les inconvénients de ces équipements sont :

· Surpression durant la descente.

· Difficulté de lecture de pression en tête des tiges.

· Risque de bouchage par colmatant.

Nécessite de remplissag de la garniture durant la descente [4]

Fig.II.13 float valve



III.2.3.4 Fast shut off coupling (fig.II.14) :

C’est un dispositif à verrouillage rapide sont utilisé en cas venue par l’intérieur de la garniture.

Il permet le pompage d’un dispositif clapet anti-retour (type drop in chek valve) à travers la

garniture.

L’inconvénient est que la garniture ne peut être redescendue. [4]

Fig.II.14 Reggan shut off coupling

III.2.3.5 Drop in back pressure valve (DIBPV) (Fig.II.15):

C’est un clapet anti-retour pompé à travers les tiges, il vient se positionner dans son raccord

permettent la circulation de boue en évitant tous retour par les tiges.

La venue est étant contrôlé la drop in check valve peut être récupérer soit au câble, soit à la

remontée.

Le raccord spécial de la drop en check valve est généralement placé au top des masses tiges. [4]

Fig.II.15 DIBPV



III.3 Circuit manifold : III.3.1 Manifold de Duse :

Le manifold des duses permet durant le contrôle d’appliquer une contre pression dans le puits

à l’aide d’une duse réglable et de diriger le retour vers les bacs, le séparateur, le bourbier ou la

torche.

Etant donnée les risques de bouchage et d’usure durant le contrôle, le manifold de duses doit être

équipé au moins de deux duses réglable afin de permettre d’isoler une ligne défaillante et de

basculer sur une autre pour contenir le contrôle, sa pression de travaille en amont des duses doit être

égale ou supérieur à celle des obturateurs, par contre, la pression de la partie en aval est

généralement d’une série inférieure.

On trouve plusieurs types de dueses :

· Duse calibrée fixe (positifs choke).

· Duse réglable manuelle (ajustable choke).

· Duse commandée à distance (Remote choke). [4]

Fig.II.16 Choke et kil manifold [4]



III.3.1.1 Duse réglable manuelle (fig.II.17) :

Elle est composée d’un corps massif avec :

· Une entrée latérale taraudée ou à brides.

· Une sortie dans l’axe de pointeau, également taraudée ou bride.

· Une duse vissée au fond du corps avec un joint d’étanchéité. Un chapeau avec écrou rapide

et presse-étoupe de la vis pointeau.

· La vis pointeau.

· Sur la vis pointeau, une douille graduée de 0 à 64/64 éme de pouce. [4]

Fig.II.17 Duse réglable manuelle

III.3.1.2 Duse commandée à distance :

Il existe plusieurs types de duse commandée à distance ayant le même principe de

fonctionnement. La commande à distance de la duse assurée par un dispositif (Choke panel) placé

sur le plancher de forage.

III.3.1.3 Description de la duse Cameron 4 ½ 10000 psi (fig.II.18)

Elle se compose :

· D’un corps avec une entrée latérale à bride 13"1/16 10.000 et une sortie ou bride 4" 5000 psi.

· D’un siège (Seat) en carbure de tungstène ave un joint "o" ring d’étanchéité.

· L’obturateur (sleeve) également en carbure de tungstène, est actionné par une tige de piston

et un piston se déplace dans un cylindre (bonnet).

· De chaque coté du cylindre, un alésage taraudée permet l’entrée du fluide de manœuvre. Le

siège et l’obturateur sont réversibles.

· A l’extrémité du cylindre de manœuvre se trouve le système d’indication de position de la

duse.

· Une pompe hydraulique alimentée en air comprimé fournit l’énergie permettant l’ouverture

ou la fermeture de la duse. [4]



Fig.II.18 Duse Cameron commandée à distance [4]

III.3.2 Choke panel (fig.II.19) :

Le contrôle de la duse s’effectue à l’aide d’un pupitre qui comporte :

· Une pompe hydraulique principale.

· Une pompe à main des secours.

· Un réservoir d’huile.

· Sur le tableau de commande on trouve :

· Un levier « air supply ».

· Un levier principale de commande marque « Open », « Hold », « Close » contrôle le

mouvement du disque mobile.

· Une vanne « hydralic regulator » régle la vitesse de déplacement du disque mobile.

Un « position indicator » indique la fermeture approximative de la duse en pourcentage.

· Deux manomètres de pression l’un est de pression en tête des tiges et l’autre de pression en

tête annulaire.

· Un compte-coups de la pompe.

· Un totalisateur de coups de pompe. [4]

Fig.II.19 choke panel



III.3.3 Choke line :

La choke line est la conduite qui relie l’empilage des obturateurs au manifold de duse. Elle doit

avoir une pression de travail égale à celle des obturateurs et un diamètre supérieur ou égale à 3

pouce pour réduire l’effet de perte de charge, minimiser le risque de bouchage et l’usure durant le

contrôle. La connexion à recommandée qu’une de ces vanne soit commandé à distance pour une

ouverture rapide du circuit de contrôle.

III.3.4 Kil line:

La Kill line est la conduite qui relie l’empilage au circuit de pompage, elle doit avoir une

pression de travail égale à celle des obturateurs et un diamètre intérieur minimum de 2 pouce. Elle

offre la possibilité de pomper sous les obturateurs. La conduite contient deux vannes en série et un

clapet anti-retour qui permet de protéger le stand pipe et les pompes de forage contre toute pression

venant du puits en cas de venue

III.4 Séparateur atmosphérique (fig.II.20)

Il est connecté à la sortie du manifold de duses et est utilisé pour séparer et évacuer le gaz

pendant la circulation d’une venue.

La pression régnant à l'intérieur du séparateur est égale aux pertes de charge produites dans la ligne

d'évacuation du gaz (vent line). Elle dépend du débit de gaz, des caractéristiques du gaz, de la

longueur et du diamètre de la vent line. [4]

Fig.II.20 Schéma d’un séparateur atmosphérique



.

10.2

dZPPadm sabot

fracd -=

IV. La Pression maximum admissible à l’annulaire Padm (MASP) :

La Pression maximum admissible est la pression limite à ne pas dépasser en tète d’annulaire pour

éviter la fracturation de la formation la plus fragile

Padmd : Pression maximum admissible en tête de l’annulaire avec une boue de densité d exprimée

en bar

d: Densité de la boue dans le tubage

Z sabot : cote verticale du sabot (m)

P frac : La pression de fracturation au niveau de sabot [5]

V. Le gain maximal admissible (Gmax) :

Le gain maximal admissible est défini comme étant le volume maximal de la venue après

fermeture du puits. Qui peut être circulé en tout sécurité sans fracturer au niveau du point fragile.

V.1 Durant le forage :

a) Venue au fond :

Lorsque la venue est au fond just après la fermeture du puits , il faut calculer la hauteur

maximal (Hmax) de la venue correspondant à Pa1 = Padm

Hmax = (Padm – Pt1) / (Gb – Gv) [5]

V1 = Hmax x Vea

Ou’ Pt1 : pression stabilisée en tete des tiges puits fermé

Gb : gradient de la boue (bar/m)

Gv : gradient de l’effluent (bar/m)

V1 : volume de la venue au fond (l)

Vea : volume unitaire de l’espace annulaire au fond (l)

b) Durant la circulation :

On calcul le volume de la venue dans les conditions de fond après fermeture qui donnera la hauteur

maximale (Hmax) au niveau du point fragile lors de la circulation.

On applique la loi de boyle entre les deux états (Fond, sabot)

· Conditions au fond : Ppores, V2

· Conditions point fragile : Pfrac, Vs avec Vs = Hmax x Vea

Ppores x V2 = Pfrac x Vs

D’où V2 = Pfrac x Vs / Ppores = Pfrac x Vea x (Padm – Pt1) / [ Ppores x (Gb – Gv)] [5]



V2 : gain au fond qui entrainera Padm une fois arrivé au point fragile (l)

Vea : volume espace annulaire au dessous du point fragile (l/m)

Le gain admissible (Gmax) est égale à l’inférieure des deux valeurs V2 Vs.

V.2 Durant la manœuvre de remontée

a) Venue autour de la garniture après retour de l’outil au fond :

On reprend les mêmes résultats trouvés au chapitre précédent avec Pt1 = 0

Hmax = Padm / (Gb – Gv) [5]

V1 = Hmax x Vea

b) Après circulation est arrivée du gaz au niveau du point fragile :

On applique la loi de boyle entre deux états (Fond, sabot)

· Conditions au fond : Pfond , (Pfond doit être supérieure ou égale a Ppores)

· Conditions point fragile : Pfrac, Vs avec Vs = Hmax x Vea

Pfond x V2 = Pfrac x Vs avec Pfond = (Z – Hmax) x Gb

D’où V2 = Pfrac x Vs / Pfond = Pfrac x Vea x Hmax / (Z – Hmax) x Gb [5]

V2 : gain au fond qui entrainera Padm une fois arrivé au point fragile (l)

Vea : volume espace annulaire au dessous du point fragile (l/m)

Z : profondeur verticale du puits.

Le gain admissible (Gmax) est égale à l’inférieure des deux valeurs V2 Vs.

Chapitre III L’audit de contrôle des venues sur l’appareil TP 206


I. Introduction :

L’audit de contrôle des venues sur l’appareil de forage qui réaliser par le client (SONATRACH)

chaque année avec vérification des résultats non conformées avec les critères internationale.

L’audit sur l’appareil de l’Entreprise Nationale des Travaux aux Puits ENTP (TP 206) se représente

comme un moyen d’identifier les risques et évaluer l’installation des équipements de contrôle des

venues et la conscience de l’équipe.

I.1 Les objectifs de l’audit de well control (contrôle des venues) :

· Assurez que tous les équipements de contrôle de venue sont à d'évaluation suffisante

· Vérifier l'installation appropriée de tous les équipements de contrôle de venue

· Assurez que "les bons pratiques et les procédures du forage" sont en usage

· Sensibilisé de l’équipe de question de well control

I.2 Les informations primaires de l’audit :

Client : SONATRACH

Date de l’audit : /

Superviseur : /

Pays : Algérie

Champ : RHOURD EL-BAGUEL

Nom d puits : DADN#1-Ter

L’activité au cours de l’audit : forage de la

phase 13"3/8

I.3 Caractéristique de l’appareil de forage TP 206 : (Voir l’annexe 2)

L’entrepreneur de forage : ENTP

Nom de l’appareil : TP 206

Classement de l’appareil : Oil well

Date de mise en service : 2007

MAT:

Basic mast : WCI

Static hook load capacity: 589 T

Max wind speed W/pipe racked: 100 Knots

TREUIL:

Manufactured: NATIONAL / OIL WELL

Type: 1320-UE

Puissance: 2000 HP

Pompes à boue : LEWCO

Puissance d’entrée : 1600 HP

KOOMEY UNIT:

Manufactured : SARA

Acc. Capacity: 11 Gal

Acc. Bottle Number: 22

Reservoire capacity: 220 Gal

BOPS:

Annular 13″ 5/8

Marque: HYDRIL

Type: GK 5000

Ram BOP 13″ 5/8 5000Psi

Model : double

Marque: CAMEROUN

Type: U

Coflex hose 4″ 1/16 10000 W/ Hub

connection

MANIFOLD PORTE DUSES:

Manufactured : FMC

W. Pressure : 5000 Psi

Duse manuelle : 3″ 1/16 5000 Psi W/ H2 - 2″

Hydraulic choke : Superior 3″ 1/16 5000 Ps



II. Les Résultats détaillés d'audit :

II.1 L’Accumulateur :

1. Est-ce qu'il y a les deux panneaux de commande à distance de chef de poste et de chef

chantier ?

Résultat : oui (15.00 Points)

Critères :

Les éléments du système de commande BOP comprennent normalement; les panneaux de

contrôle à distance pour le fonctionnement du manifold de commande hydraulique à partir

d'emplacements distants.

L'installation doit être équipée d'un panneau de commande à distance de chef de poste de telle

sorte que le fonctionnement de chaque BOP et la vanne de contrôle peut être contrôlé à

partir de la position facilement accessible de l'opérateur.

Considérations devrait être accordée à la nécessité d'un station de commande à distance à

une distance sécuritaire de plancher de forage.

Les vannes de contrôles doivent être clairement marquées pour indiquer lequel obturateur ou la

vanne de choke line chaque fonctionnement de vanne de commande et la position des vannes C'est

à dire ouvert, fermé, neutre 1

Analyse des conséquences:

A) Augmentation de temps de fermeture B) influx excessif C) dépasser le gain maximal admissible

(kick tolérance), D) le dommage de la formation ou de l'équipement

2. Est ce que les panneaux de contrôles de l'accumulateur sont clairement étiquetés ?


Les mêmes critères et les conséquences

3. Est-ce que L’unité de contrôle à distance est utilisée pour actionner les pipes rams au

moins une fois par semaine?

Résultat : oui chaque test de BOP (5.00 Points)

Critères :

Alors que dans le service, l’équipement BOP doit être inspecté chaque jour et un test

d’actionnement doit être effectué sur chaque manœuvre, mais pas plus d'une fois par période de 24

heures. Notation des tests d’actionnement effectué doivent être faites sur le rapport quotidien.

L’Obturateurs annulaires doit être testé conformément à la recommandation du fabricant. 2


Pipe Ram peut ne pas fonctionner correctement quand il n'est pas souvent utilisé



4. Est-ce que une autre source d'alimentation existe afin que l'accumulateur puisse être

rechargé si une source est en panne ?

Résultat : oui 2 pompes électrique et 3 pneumatique (15.00 Points)

Critères:

Chaque pompe doit avoir des sources d'énergie indépendantes, telles que électrique ou à air.3

Analyse de la conséquence:

Impossible de fonctionner les BOP si la source d'alimentation unique est en panne

5. Est-ce que la source alternative d'alimentation en ordre de marche ?



6. Est-ce qu'il y a des lampes sur le plancher de forage en faciliter de vue de le foreur et sur

l'accumulateur pour indiquer que l'accumulateur ou les pompes sont en service ?

Résultat : no (0.00/5.00 Points)

Critères:

Meilleure pratique industrielle


Il pourrait y avoir une fuite dans le côté de fermeture et le foreur ne le savent pas et

involontairement la fermeture des mâchoires.

7. Est-ce que toutes les lignes de contrôles d’accumulateurs inutilisés sont bouchées ?

Résultat : no (Fig.III.1) (0.00/10.00 Points)

Critères:


Analyse de la conséquence :

Fluide fuirait si la mauvaise poignée est fermée et à moins qu'il y un fluide sur l'emplacement, les

BOP serait inutile.

Fig.III.1 les lignes de contrôles inutilisés

8. Est ce que Les gammes de fonctionnement des pompes d'accumulateurs sont réglés pour

commencer à 2700 psi et fermée à 3000 psi ?

Résultat : oui commencer à 2750 psi (15.00 Points)

Critères:

Électrique et / ou l'air (pneumatiques) d'alimentation pour les pompes alimentant devrait être



disponible en tout temps de telle sorte que les pompes démarrera automatiquement lorsque la

pression du système a diminué à environ 90% du système de pression de travail et arrêter

automatiquement dans les plus zéro ou moins 100 psi (0,69 MPa) du système de commande BOP

pression de travail.4


BOP peut ne pas être fonctionné

9. Est-ce que le panneau de commande à distance d’accumulateur est vérifié chaque

changement d’équipe de travail pour confirmer les réglages de pression appropriés ?

Résultat : oui par le foreur secondaire ou le mécanicien. (5.00 Points)

Critères:

Meilleure pratique industrielle (assurer le bon fonctionnement des panneaux-La même pression que

l'accumulateur).


BOP peut ne pas être fonctionné.

10. Est-ce que le temps de remplissage de la pompe de l’accumulateur pour assurer

l’augmentation de la pression de 1000 psi à 3000 psi est inférieur à 15 minutes?

Résultat : oui 10 min enregistrer par le mécanicien (5.00 Points)

Critères:

Les systèmes de pompage doit être capable de fournir un volume suffisant de fluide de commande

avec l'accumulateur isolé du service pour pomper dans l'ensemble du système d'accumulateur à

partir de la pression de précharge de l’accumulateur jusqu'à la pression de rechargement complète

(la pression maximale du système) dans les 15 minutes. 5


A) Une fuite possible dans le système, B) Perte d'efficacité, C) Le système d'accumulateurs de

charge est trop petite pour fermer efficacement les BOP

11. Quel est l'état de fluide de l'accumulateur et est ce que Les filtres sont en bon état?

Résultat : oui est vérifié chaque semaine par le mécanicien (5.00 Points)

Critères:

Les inspections et les procédures de maintenance devraient prendre en considération les

recommandations du fabricant, publié. État général de filtres / tamis 6


L’accumulateur peut ne pas fonctionner en cas de besoin

12. Est-ce que la vanne d'isolement de bouteille d’accumulateur est ouverte?


Critères:

Il doit être en position ouverte, sauf quand les accumulateurs sont isolés pour l'entretien, les tests,

ou le transporter.7




A) Augmentation du temps de fermeture B) Une venue important C) dépasser le gain maximal

admissible (kick tolérance) D) le dommage de la formation ou de l'équipement

13. Est-ce que le pré-charge d'accumulateur mesurée à l'intérieur des spécifications OEM sur

le montage initial et chaque 60 jours et le restauré si nécessaire ?

Résultat : oui chaque DTM (10.00 Points)

Critères:

La pression de pré-charge sur chaque bouteille d'accumulateurs devrait être mesurée avant chaque

installation BOP.8


A) Augmentation du temps de fermeture B) une venue important C) dépasser le gain maximal

admissible (kick tolérance) D) le dommage de la formation ou de l'équipement

14. Est-ce que la pression d'air fournie à l’accumulateur au moins 75 psi?

Résultat : oui 120 psi (15.00 Points)

Critères:

Chaque système de pompage doit fournir une pression de refoulement au moins équivalent à la

pression de service de système de commande BOP. Les pompes à air doit être capable de charger

les accumulateurs à la pression de service de système avec 75 psi (O.52MPa) pression minimale

d'alimentation d'air.9


BOP ne fonctionnent pas si la pression de pré-charge de l’accumulateur est perdue

15. Est-ce qu’il ya des lignes de décharge protéger les lignes de commande et sont-ils d'une

pression nominale égale à la capacité de pression de la pompe de l'accumulateur?


Critères:

Chaque système de pompe doit être protégé contre les surpressions par un minimum de 2 dispositifs

conçus pour limiter la pression de refoulement de la pompe. 10


Défaillance catastrophique du système accumulateur

16. Est-ce que le système accumulateur BOP avez suffisamment de fluide hydraulique

utilisable avec les pompes en panne pour fonctionnés touts les obturateurs et un vanne HCR ?

Résultat : oui 22 bouteilles (15.00 Points)

Critères:

Le système BOP devrait avoir suffisamment de liquide hydraulique utilisable (avec des pompes en

panne) de fermer un obturateur de type annulaire, tous les types des rams à partir d'une position

complètement ouverte, et ouvrez une vanne HCR contre la pression zéro puits de forage.11




A) Un Ram spécifique ou l'annulaire pourrait être échoué comme résultant d'avoir un fluide

insuffisante pour fermer les autre Rams ;

B) Une éruption incontrôlable du puits de forage;

C) Si le HCR ne peut pas être ouvert, il serait impossible de dégager un venu de gaz.

D) Dépassez la Pression maximale admissible de surface (Padm);

E) Une défaillance du matériel BOP.

17. Après la fermeture d'un obturateur annulaire et tous les types des rams, et en ouvrant

une vanne HCR. Est-ce que la pression résiduelle égal 200 psi ou plus grand que la pression

de pré-charge minimale recommandé ?


Critères:

pression résiduelle doit être de 200 psi (1,38 MPa) ou plus grand que la pression de pré-charge

minimale recommandé.11


A) Un Ram spécifique ou l'annulaire pourrait être échoué comme résultant d'avoir un fluide

insuffisant pour fermer les autre Rams ;

B) Une éruption incontrôlable du puits de forage;

C) Si le HCR ne peut pas être ouvert, il serait impossible de dégager un venu de gaz.

D) Dépassez la Pression maximale admissible de surface (Padm);

E) Une défaillance du matériel BOP.

18. Est-ce que l'accumulateur est à une distance sécuritaire de la tête de puits et est-ce qu’il

ya un bouclier thermique prévu pour l’accumulateur?

Résultat : oui 25 m (10.00 Points)

Critères:



A) l'échec de l'accumulateur due à une chaleur excessive;

B) les personnel ne pourrait pas accéder à la station de l’accumulateur;

C) une éruption incontrôlé du puits de forage

II.2. Les Obturateurs ( Blowout Preventer ) :

1. Est-ce que Le montage BOP respecter ses obligations contractuelles et sont conformes aux

directives des règlements pertinents de l’entreprise?

Résultat : oui suivant la politique de sonatrach (10.00 Points)



Critères:

La confirmation de la BOP et les systèmes est répondre aux critères de la norme API 6A ou

équivalent, et de la Confirmation qu'il est maintenu conformément à la RP API 53 ou équivalent.12

2. Est-ce qu'il ya un ensemble des schémas disponibles dans l’appareil montrant le BOP,

lignes, vannes, et les manifolds utilisés pour contrôler les systèmes de BOP?

Résultat : oui bureau de chef chantier et bureau de superviseur (5.00 Points)

Critères:

A3 - contient une liste de dessins et de schémas que l'entrepreneur de forage devrait avoir un article

5-7 comprend (a) des schémas de processus de boue, (b) le chocke et la kill line est isométrique, et

(c) mise en page BOP.13


Confusion Dans les procédures pour sécuriser le puits

3. Est-ce que la pressions nominale de l’assemblage de BOP est supérieure ou égale à la

pression d'éclatement de tubages ou la pression de l’éboulement de formation, selon la moins?


Critères:

Tout BOPe devrait avoir une pression nominale de service qui dépasse la pression de surface

maximale prévue.14


A) La destruction du BOP, B) l’échec de surface

4. Est-ce que tous les éléments de l'assemblage BOP atteindre ou dépasser la pression

nominale globale de l'assemblée?

Résultat : oui 5000 psi pour tout (15.00 Points)


5. Est-ce que l’annulaire est à une bouteille de surtension ?

Résultat : no (fig.III.2) (0.00/5.00 Points)

Critères:

pour les rôles de stripping, la soupape régulatrice est trop petite et ne peut pas réagir suffisamment

rapide pour un contrôle efficace, donc une bouteille hausse est connecter aussi étroitement que

possible au port de fermeture BOP.15


Cela se traduirait par un destruction de BOP annulaire pendant les opérations de stripping



Fig.III.2 bouteille de surtension

6. Est-ce que les raccords WECO marteau 1502 installé sur les vannes de tubage de surface?


Critères:

Meilleure pratique industrielle (est utilisé pour facilité l 'attache)


Incapacité à monter la pompe / débit des lignes rapidement lors d'un événement de contrôle de puits

7. Est-ce que toutes les manipulations nécessaires du l’empilage BOP peuvent être faites sans

passer sous le plancher de forage ?


Critères:



Blessure à personnel

8. Est-ce que l’empilage de puits est bien ancré et est-ce qu'il peut être aligné commodément si

nécessaire?


Critères:



A) destruction de BOP; B) échec de la Surface

9. Est-ce que les joints–tore extérieures, joint d’étanchéité bride sup (bonnet seal rings) et les

boulons de la bride BOP sont sur main?

Résultat : oui Fig.III.3 (5.00 Points)

Critères:

Les pièces de rechange BOP minimums recommandées (pour le service projeté) suivantes devraient

être entreposées avec soin, a maintenu et aisément disponible:



a. un ensemble complet de caoutchoucs du bélier pour chaque dimension et type de mâchoire BOP

qui est utilisé.

b. un ensemble complet de bonnet ou door seals pour chaque dimension et type de mâchoire BOP

qui est utilisé

c. garniture plastique pour BOP seals secondaires

d. des joints–tore pour s'adapter à raccords d'extrémité

e. une pièce de rechange de BOP annulaire de l’élément de garniture et des joints de fixation

f. un flexible de choke ou kil line si en usage.16


Pourrait mener à l'échec dans l’événement d’une venue, perte potentielle de temps-attend de

l’appareil de forage sur les pièces de rechange pour compléter les tests de composant BOP.

Fig.III.3 les pièces de rechange de BOP

10. Est-ce que les lignes de contrôle de la BOP en condition satisfaisante et placé bas donc

n'est pas possible qu'ils soient détruits rapidement par feu?


Critères:



Le défaut de l'accumulateur ou une éruption incontrôlée

11. Est-ce qu'il y a d'illustrations montrant l’ensemble des étapes de comment tester tous les

éléments BOP ?

Résultat : oui documenter et archiver sur l’ordinateur de superviseur et de chef chantier

(5.00 Points)



Critères:

Le constructeur doit être préparer et de disposer d'un manuel de fonctionnement pour chaque

modèle et la taille de système fabriqué de Choke et Kill conformément à cette spécification" Le

manuel de fonctionnement doit être contenir les informations suivantes:

- Fonctionnement et instructions d'installation

- Les informations des joints d’étanchéités

- Les informations de maintenance et des tests

- Les informations de Démontage et de montage

- Les informations des Pièces

- Les informations du stockage

Technique et étape par étape ou de comment la procédure de test devrait être développé pour

chaque appareil de forage en raison de divers équipements, Les arrangements d'installation

différentes et les programmes spécifiques de forage de puits.

La procédure pour tester le BOP, vannes de sécurité de la garniture, choke et kill lines, et le

manifold en amont de la chambre tampon (buffer chamber) sont généralement similaires pour la

plupart des appareils de forage. La fabrication, Documents de fonctionnement et de maintenance,

les programmes de maintenance de l'entrepreneur, et les expériences de fonctionnement devraient

être intégrées dans les procédures des tests spécifiques.

Les documents de l’instruction et de procédures pour toute l'assemblage du système, essais, et

commissionner cela est exigé pour être exécuté au site de l'installation sera disponible avant de

commencer l'installation 17


L’inefficacité dans le test des composants de BOP

12. Est-ce que ces étapes suivies après chaque montage et à des intervalles spécifiés par la

suite?


Critères:


13. Est-ce qu'il y a un tester plug et un tester cup ou une cup packer sont utilisés pour tester

les BOPs? Est-ce qu’elle est connectée correctement ?

Résultat : no ils sont utilisés seulement le tester cup (0.00/5.00 Points)

Critères:


14. Est-ce que le BOP et les poignes de commande des vannes sont clairement étiquetés et ont

conservé dans la position "ouverte" ou "fermée?"

Résultat : oui les panneaux de commande et le koomey (10.00 Points)



Critères:

Les vannes du contrôle doivent être marquées clairement pour indiquer quel obturateur ou vanne de

la choke line chaque fonctionnement de vanne du contrôle et la position des vannes (ouvert, fermé,

neutre).18


Il peut y avoir une fuite lorsque le besoin de l'accumulateur

15. Est-ce que le puits peut être fermé rapidement, tandis que dans l'observation et le contrôle

de pression de tubage? (15.00 Points)

Résultat : oui

Critères:




admissible (kick tolerance) d) le dommage de la formation ou de l'équipement

16. Est-ce que les obturateurs ont des serrures hydrauliques ou manuelles? (Dépend sur

l’empilage)


Critères:

Les Obturateurs de type RAM devraient être équipés d'extensions des volants ou des serrures à

commande hydraulique.19

17. Si manuel, est-ce que les volants et les arbres sont attachés?


Critères:

Un dispositif de fermeture sera adapté sur toutes les mâchoires de BOP. Ce dispositif est utilisé

toutes les fois que c'est nécessaire à enlever la pression du fonctionnement hydraulique du côté de

fermeture des systèmes de fonctionnement des mâchoires, mais de maintenir la mâchoire de

l’obturateur en position fermée.20


Si vous utilisez une clé, le personnel pourrait être blessé

18. Est-ce que c'est possible de pomper dans le puits et contrôlés les pressions avec les blind

rams est fermés?


Critères:



Cela conduit à:



A) L'incapacité à surveiller les pressions de puits; B) la pression Piégé peut entraîner des blessures

du personnel lorsque de l'ouverture de la blinds rams; C) Une éruption incontrôlé de puits de forage

19. Est-ce que la commande de blind rams ont une couverture mais pas verrouiller pour

permettre les blind rams peut être actionné à partir de la station de commande à distante et

prévenir les accidents ou fermeture non raisonné?


Critères:

La poignée de la vanne de commande qui opère les blind rams devrait être protégé pour éviter les

opérations involontaires, mais permettre un fonctionnement plein à partir du panneau à distance,

sans intervention.18


Impossible de fermer les blind rams à partir de plancher si la station à distante est inutile

20. Est-ce que les obturateurs a été un champ de démonté et inspecté conformément à Niveaux

de l'API (3-5 ans)?

Résultat : no (15.00 Points)

Critères:

Après tous les 3-5 ans de service, le BOP, choke manifolds, et les différents composants devrait

être démonté et inspecté conformément aux directives du fabricant. Les Composants en élastomère

doit être changé et les finitions de surface devraient être examinés pour l'usure et la corrosion. Les

dimensions critiques doivent être contrôlées par rapport aux limites du fabricant d'usure tolérées.

Les composants individuels peuvent être inspectés sur un programme échelonné. Une inspection

complète interne et externe du flexible de choke and kill lines doit être effectuée conformément aux

directives du fabricant du matériel.21


Incident sur la surface

21. Est-ce que les pressions de fermeture recommandé des l’obturateurs annulaires pour

tester sur la tige de forage est connu et utilisé lors du test?

Résultat : no éviter le dommage des éléments de packing (5.00 Points)

Critères:

Selon le modèle et la marque de l'annulaire. L'élément peut être endommagé par la pression de

fermeture excessive.22


La défaillance prématurée d’élément annulaire

Note: Il doit être spécifique pour chaque obturateur annulaire basée sur les exigences de chaque

constructeur

22. Est-ce que les obturateurs et les vannes hydrauliques peuvent être fermés en 30 secondes?

Résultat : oui moins de 19 secondes (5.00 Points)



Critères:

Pour les installations de surface, le système de commande BOP doit être capable de fermer chaque

ram de BOP dans 30 secondes. Et le temps de fermeture ne doit pas dépasser 30 secondes pour BOP

annulaires plus petits que le diamètre 18 3/4" (47.63cm) et 45 secondes pour les obturateurs

annulaire de diamètre 18 3/4 "(47.63cm) et plus grande.23



admissible (kick tolerance) D) la défaillance de la formation ou de l'équipement.

23. Pour les haute températures / haute pression de puits, Est-ce que les blind - shear rams

installés sur le BOP?

Résultat : autre le puits inspecter est ne pas HP/HT (5.00 Points)

Critères:



A) Si les Rams annulaire et d'autres échouent, il n'existe aucune option pour cisailler la tige;

B) Une éruption incontrôlé de puits de forage

24. Est-ce que les mâchoires (rams), annulaires, vannes à commande hydraulique, et le choke

manifold sont testés à basse pression (200-300 psi) avant de contraindre à la pression de

l'épreuve pleine?


Critères:

Tous les composants de BOP qui peuvent être exposés à la pression du puits devraient être testés

d'abord à une basse pression de 200 à 300 psi (1,38 à 2,1 MPa), puis à une forte pression.24


Souvent vannes permettra de tester à haute pression, mais de fuite sous basse pression.

25. Lors que du test BOP, Est ce que la vanne de casing head est ouverte pour prévenir la

pressurisation de tubage et le puits ouvert?


Critères:

L’ouverture de la vanne de casing head pour éviter la rupture de tubage ou l'éboulement de la

formation en cas le tester plug est fuyard.22


Dommage de formation ou le tubage

26. Est-ce que la mud cross (les sorties latérales de kill line et choke line) est utilisé ?


Critères:





Usure excessif de corps BOP lorsque de l’utilisation des sorties latérales des casing head comme

mud cross.

II.3 Circuit Manifold :

1. Est-ce qu'il y a des vannes maîtrise sur la ligne de choke et sur chaque ailée de choke

manifold et est-ce que ceux-ci sont utilisés seulement pour fermeture pour permettre les

réparations situés en aval?


Critères:

Les doubles vannes devraient être installées immédiatement en amont de chaque choke.25


Incapacité d’isoler correctement et rapidement le choke manifold pour les réparations

2. Est-ce qu'il y a une ligne de remplissage séparé à la kill line ?


Critères:



Augmentation de l’usure sur le clapet anti retour (check valve) mènera à incident éventuel

3. Si oui, Est-ce que la ligne de remplissage normalement utilisé pour remplir le trou?

Résultat : oui trip tank (5.00 Points)

Critères:


4. Est-ce que la choke line est droite ou ciblées correctement, ou un flexible à haute pression

(COFLEX HOSE) utilisée qui est d'une longueur qui minimiser les coudes?

Résultat : oui (fig.III.4)

Fig.III.4 coflex house



Critères:

Le choke line doit être plus droit possible.26


Le défaut de la choke line pourrait conduire à la migration de gaz, Le dommage de la formation ou

la BOP résultant en une libération incontrôlée de la pression

5. Est-ce que la ligne qui contourne le choke (s) au moins égal au diamètre de la choke line?

Résultat : oui 4″ 1/16 (10.00 Points)

Critères:

La ligne de purge (la ligne qui contourne les chokes) devrait être au moins égal au diamètre de la

choke line.27


Ne pas soulager efficacement la contre-pression lorsque la pression doit être libérée pourrait

conduire au dommage de formation

6. Est-ce que les duses hydrauliques variable sont suffisants et disponibles avec des pressions

de service pour contrôler les pressions attendues?


Critères:

Un minimum d'une duse commandé à distance doit être installé sur 10K, 15K, et 20K pression

nominale de service de manifold.28


A) pourrait conduire à fermeture pendant un incident, B) la migration de gaz; C) fracture de la

Formation de fond; D) éruption sous-terre

7. Est-ce qu’il ya un système de réserve d’urgence pour opérer la duse hydraulique (pompe

manuelle ou Azote) dans le cas de l'air du chantier devient indisponible?


Critères:

Il est plus important que le panneau de commande à distance situé dans la région de chef de poste

est opérationnel même en cas de défaillance des services utilités.29


Le personnel n'a pas formé et utiliser exposé la pompe manuelle pourrait mener à:

A) migration du Gaz; B) fracture de la Formation de fond; C) éruption sous-terre

8. Est-ce que les pièces supplémentaires pour les chokes sont disponibles ?

Résultat : oui dans le magasin de chef chantier (5.00 Points)

Critères:

Un approvisionnement suffisant des pièces de rechange est important pour les composants

soumis à l'usure ou des dommages ou les pannes qui réduisent sérieusement l'efficacité du

manifold ou choke line. La standardisation des composants est recommandée pour minimiser



l'Inventaire nécessaire. Bien que l'inventaire variera d’un chantier à l'autre, une généralisé

minimum recommandé de la liste des pièces de rechange "est contenue dans les sections a-e.30


L’insuffisance de l'abondance des pièces de rechange pourrait conduire à:

A) la migration de gaz; B) fracture de la Formation de fond; C) éruption sous-terre

9. Est-ce que les lignes de choke et les vannes bien supporter et ancré ?


Critères:

Les choke et kill lines doit être ancré, lié, ou autrement retenue afin de fouetter résultant de la

pression.


Le défaut de la ligne en raison du mouvement conduisant à des vibrations excessives, l'échec de la

choke line et un arrêt dans le HCR mène à la migration de gaz, ventilation et éventuellement une

éruption souterraine de formation

10. Pour les haut températures / haute pression de puits, Est-ce qu'il ya 2 choke hydraulique

et un manuel?

Résultat : autre puits normale (5.00 Points)

Critères:



A) migration du Gaz; B) fracture de la Formation en bas; C) éruption sous-terre

11. Est-ce que les choke lines sont arrangées afin que les fluides puissent être divertiras,

séparer le gaz en toute sécurité, ou de la boue récupérée et dégazé?


Critère : fig.III.5 31

Fig.III.5 Manifold de 10000 psi


Feu / Explosion dû à source de d'inflammation du gaz



12. Est-ce que le choke flow ayez un diamètre intérieur minimum de 3" ?

Résultat : oui 4"1/16 (10.00 Points)

Critères:

Devrait être de 2 pouces de diamètre nominal de 3K et 5K, et 3 pouces pour 10-20K basées sur API

53 sec 8.3.1 pour prévenir l'érosion excessive ou le frottement du fluide.32


Formation briser

13. Est-ce que le choke est opéré avant de reforage chaque tubage?

Résultat : oui chaque test BOP (10.00 Points)

Critères:

Après chaque opération de pose le tubage.33


Choke peut ne pas fonctionner en cas de besoin

14. Est-ce que le panneau du contrôle a distance de choke équipé avec les manomètres de

pression des tiges de forage et de pression de l’annulaire ?


Critères:

Les manomètres appropriés pour la pression de fonctionnement et de service du fluide de forage

doit être installé de telle sorte que la tige de forage et de pressions annulaires peuvent être

précisément contrôlée et facilement observés à la station où les opérations de contrôle de puits

doivent être effectuées. La station de commande de choke, soit au niveau du choke manifold ou de

la commande à distance à partir du plancher de forage, doit inclure tous les moniteurs nécessaires

pour fournir un aperçu de la situation de contrôle du puits. La possibilité de suivre et contrôler à

partir de la pression de colonne montante (stand pipe) de même site, la pression de tubage, coups de

pompe, etc. augmente considérablement l'efficacité de well control.34


En raison du manque de redondance cela pourrait conduire à:

A) migration du Gaz; B) fracture de la Formation de fond; C) éruption sous-terre

15. Est-ce que le panneau du contrôle à distance de choke est situé dans une zone où

l'opérateur peut visualiser les retours de fluide?


Critères:



A) migration du Gaz; B) fracture de la Formation en bas; C) éruption sous-terre



II.4 Séparation de gaz

1. Est-ce que le gaz séparé de la boue peut être déchargés en toute sécurité ou brûlé?


Critères:

Une ligne de dérivation à la torche de brûlage doit être fourni en cas de mauvais fonctionnement ou

dans le cas de dépassée la capacité du séparateur de boue / gaz.35


Feu / Explosion due à une source d'inflammation du gaz

2. Quelle est la longueur et l’hauteur de la ligne de torche ou la ligne de refoulement , Est-ce

que acceptable?

Résultat : oui 1.5 pied a à partir de surface et longueur de 350 pied (10.00 Points)

Critères:

Toutes les lignes torche devrait être aussi longue que possible avec des dispositions pour le torchage

au cours de la direction variable du vent.36

3. Est-ce qu'il y a un séparateur de boue / gaz de volume adéquat avec des conduites

d'évacuation d'au moins 8" et un ligne de boue avec tube en 'U' à une contre-pression pour

empêcher la monte de gaz à les tamis vibrants ? 37



Feu / Explosion due à une source d'inflammation du gaz

II.5 Les Obturateurs internes de garniture (Inside BOP), Les Vannes, et

Flotteurs

1. Est-ce que les obturateurs internes de garniture et la vanne de sécurité TIW pour les tiges

de forage sont disponibles sur le plancher de forage et peuvent-ils être vissés manuellement?

Résultat : oui (Fig.III.6 et fig.III.7) (15.00 Points)

Critères:

Une vanne de sécurité de tiges de forage de secours doivent être facilement accessibles (c.-à-d

stockés en position ouverte avec une clé d'accès) sur le plancher de forage, à tout moment.38



Fig.III.6 Gray valve fig.III.7 Safety valve


A) Impossible de manœuvre les outils de wireline - bridge plug ; B) Elle pourrait conduire à une

éruption à l'intérieur des tiges de forage

2. Est-ce que la vanne de sécurité TIW fonctionné périodiquement pour assurer le bon

fonctionnement?


Critères:



Mauvais fonctionnement de la vanne de sécurité pendant un incident critique pourrait conduire à

une éruption à l'intérieur des tiges de forage

3. Est-ce que le bras de TIW est facilement disponible à un place désigné et connue?


Même critère et analyse des conséquences

4. Est-ce qu’il ya une vanne de sécurité inférieur de la tige carrée et le bras est facilement

accessible à un place désigné et connue ?

Résultat : oui ils utilisés le Top drive (5.00 Points)

Critères :

Une vanne inférieure de la tige carrée est installée juste au dessous de la tige carrée. (Sauf le

système top drive). 39

La disponibilité de bras: (meilleures pratiques).


Pourrait conduire à l'échec dans le tuyau de tige carrée conduisant à une éruption à l'intérieur de la

tige de forage

5. Est-ce qu'un clapet anti-retour (float valve) du train de forage est utilisé ?


Critères :

Un clapet anti-retour en bon ordre du fonctionnement il interdira le retour de circulation et une

éruption potentielle à travers la garniture de forage.40




Eruption à l’intérieur de tige de forage.

6. Est-ce qu'il ya une vanne supérieure de tige d'entraînement utilisé ou cette appareil de

forage équipée d'un système de top drive avec une vanne hydrauliques et une vanne manuel ?

Résultat : oui signalée sur la console de top drive (0.00 Points)

II.6 La sécurité des masses tiges

1. Est-ce que les raccords (crossover subs ) sont disponibles donc les obturateurs internes de

garniture et la vanne de sécurité peut être installes sur les masses tiges ?


Critères:

Cette vanne ou des vannes doivent être équipés pour se visser dans n'importe quel membre de

garniture de forage utilisée.38


A) incapacité de préparer la vanne de TIW; B) éruption à l'intérieur des tiges de forage

2. Est-ce que les masses tiges peuvent être connectées rapidement vers le bas?

Résultat : no selon le chef chantier il utilisés la même procédure des tiges de forage (0.00/5.00

Points)

3. Est-ce que la clé de masses tiges et les chaines sont disponibles sur le plancher?


Critères:


II.7 Les Indicateurs de débit

1. Est-ce qu’il ya un totalisateur du volume des bacs et enregistreur de montée dans vue facile

du foreur avec vérification manuelle ?


Critères:

Les indicateur de niveau de boue automatiques sont disponibles et transmettre pneumatique ou

électrique de signal de capteurs sur les indicateur de fluide de forage à des enregistreurs et des

dispositifs de signalisation sur le plancher de forage. S'agit valable pour détecter le gain ou la perte

de fluide 41


Incapacité à mesurer les fluides de venue de formation



2. Est-ce qu'il y a un indicateur du débit pour le retour de boue ou est-ce que l’écoulement de

la goulotte peut être vu à partir du plancher de forage?

Résultat : oui système de circulation (10.00 Points)

Critères:

Un capteur de débit monté dans la goulotte est recommandé pour la détection précoce de fluide de

formation entrant dans le puits de forage ou une perte de retours.42


Incapacité à mesurer le fluide de venue de formation

3. Est-ce que l’appareil est à un compteur des coups de pompe et / ou un trip tank pour

l’utilisés dans les contrôles de remplissage critique de trou?


Critères:

Utilisé pour surveiller avec précision la quantité de fluide entrant ou en provenance du puits.43


Incapacité de suivre correctement les pratiques de well control de l'industrie standard comme

l’inexact de remplir le puits mener à une venue de fluides de la formation

II.8 Tubage

1. Comment est surveillée l’usure de tubage et est-ce que suffisant pour l'application?


Critères:

Mud logger, Magnet (l’aimant)

2. Est-ce que les pressions maximales admissible de surface lorsque de la fermeture de puits

sont bien spécifiées et affichés ? 44


Critères:

Meilleure pratique de well control


Pourrait conduire à:

A) Trou dans le tubage; B) perte de circulation; C) éruption souterraine; A1) Perte de l'intégrité de

tubage; B1) dommage de tubage

3. Est-ce que le tubage de surface suspendue en tension jusqu'à la fixation de ciment pour

éviter les distorsions?


Critères:

Meilleure pratique industriel



4. Est-ce que le fourrure de protection de tubage (casing wear bushing) est utilisé lors du

forage?45



A) Une usure excessive à des composants internes de puits; B) La communication entre les

colonnes de tubage; C) une éruption incontrôlé si la tête de puits

II.9 Les Procédures de manœuvre :

1. Est-ce qu’il ya un bouchon lourd de la boue de forage pour permettre de remonté de

garniture sèche et de temps suffisant autoriser pour le niveau de fluide pour équilibrer avant

de sortir du trou?


Critères:



Impossible de suivre avec précision le remplissage ou l’influx

2. Est-ce que les vérifications d'écoulement dans l’état statique (flow check) effectués avant

de descente, dans le sabot de tubage et au niveau des masse tiges?


Critères :



A) Incapacité de détecter l'influx; b) l'incapacité de détecter les venues

3. Est-ce que les BOPs de type ram sont opérés au mois chaque manœuvre et tout les vannes

de choke et kill line sont rincés chaque manœuvre ?


Critères:

le pompage périodique à travers les vannes est nécessaire car ils sont normalement fermées et peut

se boucher si elle n'est pas rincés quelquefois.46


A) incapacité de fonctionner les mâchoires de BOP et le bouchage des lignes pendant l’événement

de contrôle de venue; b) l'incapacité de circuler l'influx; c) dépasser le MASP (Pression maximale

admissible de surface).



4. Est-ce que le puits est remplir en continuité à partir du trip tank (de préférence) ou il est

une procédure spécifique pour le remplissage de puits (nombre de longueurs) et est-ce que le

puits est remplir pendant la remontée chaque longueur de masse tiges? 42


Analyse de conséquence :

Impossibilité de détecter l'influx

5. Est-ce que l’équipage garder le rapport de manœuvre ?


Critères:



Impossibilité de détecter l'influx

6. Est-ce que les tableaux sont affiches sur l’appareil de forage qui montrant le volume à

pomper à partir les bacs pour les différentes volumes des tiges remontées depuis le puits ?


Même critère et les conséquences

7. Est-ce que l’équipe sont chargés à des procédures pendant la manœuvre si le pistonnage

ou une détection de perte de circulation ?


Critères:

Meilleure pratique industriel (Ne pas installer d'essuie-tige jusqu'à ce qu’au moins 5 longueurs aient

été remontes. Cela permettra de vérifier visuellement que le niveau de fluide est diminue.)


Incapacité de détecter l'influx

II.10 Les Exercices

1. Est-ce qu’il ya "au cours de forage" des Exercices effectué à intervalles, temporisé, et

enregistré dans le rapport quotidien de forage ?


Critères:

Les Exercices devraient être documentées, exécutées, répétitif, et d'un suivi pour corriger les

problèmes identifiés.

- L’exercice doit être effectué pendant les périodes d'activité sélectionnés pour minimiser le risque

de collage de la tige de forage ou autrement mettre en danger de l'opération. Dans chacun de ces

exercices, le temps de réaction des participants doit être mesuré jusqu'au point où la personne est

désignée de préparer à activer la séquence de fermeture du système BOP. Le temps total pour



l'équipe pour compléter sa tâche complet de l’exercice doit également être mesuré. Cette opération

est enregistrée sur le rapport du foreur de "L’exercice de contrôle du puits" (Well-Control Drill).

Tous les Exercices doivent être lancés par le chef de chantier à travers de remonté du flotteur sur le

dispositif de niveau des bacs, l'activation de l'indicateur de retour de boue, ou son équivalent. Cette

opération doit être effectuée au moins une fois par semaine avec à chaque équipe. Les exercices

doivent être programmés de manière qu'ils couvrent une gamme d'opérations différentes qui

comprennent au cours de forage et de manœuvre.

- Au cours de forage. Une Exercice doit être comprennent les éléments suivants que possible: (i)

Détecter le venue et une alarme sonore; (ii)La position de tige carré et les tool joints tel que les

connexions sont accessibles à partir du plancher, mais évité la fermeture des obturateurs de système

BOP sur les tool joints, arrêtez les pompes, contrôler le débit, fermé le puits, (iii) Enregistrer le

temps, (iv) enregistré la pression des tiges de forage et de tubage ; (v) Mesurez le volume de gain et

marquez le nouveau niveau,(vi) L’estimation de volume de la boue supplémentaires dans les bacs ;

(vii) poids de l'échantillon de la boue des bacs d'aspiration; (viii) Vérifier toutes les vannes sur le

manifold et le système de BOP pour la position correcte (ouvert ou fermé); (ix) Vérifier pour les

fuites sur les composants du système de BOP et le choke manifold; (x) Vérifier les lignes

d'écoulement et les lignes d'échappement de choke pour l'écoulement; (xi) Vérifier la pression

d’accumulateur 47


A) L'absence de réaction appropriée pendant d'un incident de contrôle de puits parce que l'équipe

n'est pas bien formé; B) Le défaut de détecter les venues avant de dégénérer de situation de contrôle

de puits beaucoup plus grand.

2. Est-ce qu’il ya "au cours de manœuvre" des Exercices effectué et traités comme

précédemment?


Critères:


problèmes identifiés.

5) Au cours de manœuvre des tiges. Une Exercice doit être comprennent les éléments suivants que

possible: (i) Détecter le venue et une alarme sonore, (ii) Installez la vanne de sécurité, fermé la

vanne de sécurité ;(iii) La position des tiges préparent pour fermer l’obturateur annulaire, (iv)

Installer l’obturateur interne de garniture, ouvrir la vanne de sécurité, (v) Enregistrer le temps, (vi)

Enregistrer la pression de tubage, (vii) Vérifier toutes les vannes sur le manifold et le système de

BOP pour la position correcte (ouvert ou fermé), (viii) Vérifier pour les fuites sur les composants du

système de BOP et le choke manifold, (ix) Vérifier les lignes d'écoulement et les lignes

d'échappement de choke pour l'écoulement; (x) Vérifier la pression d’accumulateur48




L'absence de réaction appropriée pendant d'un incident de contrôle de puits

3. Est-ce qu’il ya "dans le cas des masses tiges" des Exercices effectué et traités comme

précédemment?


Même Critères et les conséquences

4. Est-ce qu’il ya "en surface" des Exercices effectué et traités comme précédemment?


Critères:


problèmes identifiés.49


Réaction incorrecte si l'équipe de forage "ouvre" la BOP pendant l’incident real de contrôle de

puits.

5. Est-ce qu’il ya de pompage à débit réduite obtenu périodiquement et après les changements

de densité de boue et enregistré sur les rapports de forage quotidiens?


Critères:

Les Information Préenregistré - Quotidienne pendant le forage ou après un changement significatif

dans la pression du système de circulation, le représentant de l'opérateur devras remplir

l'information pré-enregistrée, comme indiqué sur les feuilles de contrôle applicables de contrôle de

puits.50


A) Une mauvaise technique de tuer (kill) de puits quand la réponse à une situation de contrôle de

puits; B) perte de Fluide à la formation; C) influx supplémentaire

II.11 Spécifications de l’appareil de forage

1. Est-ce que les fiches de contrôles approuvés de tuer de puits sont disponibles sur le plancher

de forage, et sont-ils remplis chaque jour ?

Résultat : no seulement chaque 200 m (0.00/10.00 Points)

Critères:

Remplir la feuille de contrôle du puits (voir l'annexe B) de l'API 59

Les Densités de forage doivent être enregistrés sur les feuilles de contrôle du puits.

Examiner et mettre à jour la sortie de la pompe et les données de puits et compléter la proposition

de feuille de contrôle.51




A) Une mauvaise technique de tuer (kill) quand la réponse à une situation de contrôle de puits; B)

perte de Fluide à la formation; C) influx supplémentaire

2. Est-ce que la pression de leak-off est calculée et affichées après chaque changement de

densité de la boue?



Dépassée le Gradient de fracturation.

3. Est-ce que la densité de la boue maximale admissible est affichée?


Critères:

le minimum recommandé de planification pré-venue comprend la densité du fluide maximale

Si la pression de leak-off de formation est mesurée, utilisez cette pression pour déterminer la densité

de fracturation de fluide de forage.52


Dépassée le Gradient de fracturation

4. Est-ce que les capacités de tiges de forage, les masses tiges, le trou, et les pompes à boue

sont disponibles sur l’appareil de forage ?



Un mauvais remplissage de puits peut conduire à un déséquilibre hydrostatique.

5. Est-ce que la soupape de sécurité de la pompe est bien fixée et les pressions maximales sont

connues?


Critères :

Habituellement, des soupapes de sécurité sont réglées pour dépasser la pression évaluée par

une certaine valeur donnée.53


A) Défaillance de conduite; A1) Rupture de la colonne montante (stand pipe) et de la flexible

d’injection B) Une écoulement excessif dans les tiges de forage

6. Est-ce que les lignes de décharge de pompe de boue sont correctement fixées ?


Critères:

Une ligne de sécurité mettre hors circuit qui est court, sans coudes, et est ancrée rigidement, doit

être utilisé avec toutes les soupapes de sécurité pour garantir une évacuation pour les fluides vers le

système de la boue.51




Des blessures au personnel

7. Est-ce qu’il ya une méthode rapide d'arrêter les moteurs de l’appareil de forage hors du

plancher de forage?


Critères:

- Moteurs à combustion interne - Les dispositifs d’Arrêt d'urgence (Emergency shut-down) qui

arrêtent les dispositifs qui fermer l'air doit être installé sur les moteurs.54


Les moteurs de l’appareil pourrait devenir une source inflammable du gaz

8. Est-ce qu’il ya au moins deux escaliers disponibles à partir du plancher de forage et les

chemins sont épurés et ouvert?


Critères :

Au mois il ya deux (2) escaliers sera installés sur les appareils de forage pour fournir des sorties

alternatives à partir du plancher au le niveau du sol.

Les zones de travails devraient être maintenues propre et sans des débris et les risques de

trébucher.55

Tous les escaliers, échelles, rampes, pistes, et plates-formes de personnel devraient empêches la

chute des objets qui peuvent produire le glissement ou les risques de trébucher et/ou gêner la sortie

d’urgence du personnel.56

9. Est-ce que les portes du magasin font face à l’appareil de forage ainsi que le personnel ne

serait pas piégé en cas d'incendie ?


Analyse des conséquences :

Blessures/pertes humaines pendant le contrôle de puits.

10. Est-ce que Les moteurs du tamis vibrant sont anti explosion ?


Critères :

Le moteur de tamis et la région à moins de 5 pi (1.5 m) auront des sauvegardes de la Division

comme décrit dans API 500 et a maintenu dans l'analyse de ces conditions. 57


Cela pourrait devenir une source d'allumage du gaz

11. Est qu’il ya un bac de bouchon lourd (slugging tank) effectif ?

Résultat : oui pill tank (10.00 Points)

Critères :

Meilleure pratiques industriel




L’incapacité de préparer correctement et mixer le fluide de forage.

12. Est-ce que allumettes, les allèges, et les cigarettes interdites sur le plancher et les zone de

fumeur sont désignées.


Critères :

Fumer sera autorisé dans régions désignées pour fumer.

Des allumettes et tout le matériel de fumage seront laissés dans les endroits montrés pour le

fumage.58


Incendie /Explosion

13. Est-ce que la zone de soudure est désigné ?


Critères :

Des sources possibles d'allumage devraient être autorisées seulement dans des endroits montrés

situés à distances de sécurité de la tête de puits et les zones du stockage de liquides inflammables.

Aussi - La soudure ne sera pas exécutée dans l'endroit de tête de puits pendant les opérations de

WIRE LINE.59


Incendie /Explosion due à la source d'allumage de gaz

14. Est-ce que les lumières et tous les systèmes de câblage sont protégés contre la vapeur ?


Critères :

L'éclairage pour l’appareil et ses équipements doit être de classification électrique appropriée pour

l'endroit où ils fonctionnent.60


Les organes peuvent devenir une source pour l'allumage de gaz.

15. Pendant les opérations de perforation ou de coupure est-ce qu’un system d’arrêter

d’urgence et une personne qui limité les accès des voitures ?


Critères :

Meilleure pratiques industriel


Pré activation de mécanisme de mise de feu qui cause la blessure du personnel et/ou dégât à

matériel



16. Est-ce que les extincteurs du feu sont localisés à points convenables et facilement

accessible?


Critères :

Le matériel de lutte contre l'incendie sera localisé convenablement, accessible, et il a une étiquette

pour leur type et mode de fonctionnement.61


A) Incapacité pour répondre et éteindre de petits feux B) Blessure du personnel et/ou dégât à

matériel

17. Est-ce qu’il y a des projecteurs sous le plancher qui sont clair et en service ?


Critères :

L’éclairage devrait être fixé et maintenu pour fournir l'illumination pour les zones de travail dans la

concordance avec ANSI/RP97 1988 éclairage industriel.62


A) Blessures de personnel; B) L’incapacité d’inspecter le BOP; C) Difficulté de trouver les fuites

pendant des heures de soirée; D) Incapable de réagir correctement à un influx incontrôlé.

18. Est-ce qu'une vapeur de nettoyage opérationnelle / pression disponible pour l'entretien

de matériel?


Critères:


19. Est-ce qu’il ya des copies de tous les ordres pertinents de l'entreprise et les règles de

sécurité sur appareil ?


Critères:

Le cas de HSE devrait inclure des détails suffisant pour permettre une révision d'identifier les

arrangements et l'équipement fournis pour contrôler ou atténuer tel qu’un incident ou un impact

environnemental. Les exigences spécifiques comprendre le système de choke manifold de BOP,

schéma de l’empilage BOP, détails de l’appareil, la certification et l’enregistrement, etc.63


L'absence de réaction appropriée pendant d'un incident de contrôle de puits puisque l'équipe n'est

pas avertie aux les politiques et les procédures suivantes de la compagnie.

20. Est-ce qu’un système d’interphone fonctionnel dans la place et avec des points de

communication localisés dans la cabine de foreur, sur les bacs à boue, bureau de superviseur,

chef chantier, mud logger. Et une procédure d'urgence de notification ?




Critères:

Il faut avoir des communications et des systèmes de la réserve pour les communications c'est-à-dire

adresse publique, radios, téléphones qui supportent l'emplacement et les services des urgences,

etc.64


A) Influx excessif. B) Incapacité de réagir et suivre correctement les instructions pour les

techniques de tuer (kill).

II.12 Les Formations d'équipe de l’appareil de forage :

1. Est-ce que le superviseur, chef de chantier et le chef de poste ont des certificats de well

control pour leur position ?


Critères:

Le personnel devrait bien être formé au principe de well contrôle, comme besoin, et en relation

avec leurs travaux.

Pour démontrer que les personnel ont la connaissance nécessaire, compétences et capacités à

rencontrer leur responsabilités et exécute leur travail en toute sécurité et efficacement.

Établir les arrangements pour identifier les compétences générales et particulières requises pour

assumer les responsabilités de chaque fonction (well control, équipe du feu, chef, etc.)

Maintenir les rapports de chaque estimation et évaluation.65

Analyse des conséquences.

Incapacité de manier correctement ou répondre à un incident du contrôle de venue qui résulte une

éruption.

2. Est-que ce le chef de chantier a-t-il la preuve de la formation (dossiers, cartes, et certificats)

de well control pour tous les membres de l'équipe ?


Critères:

Les résultats des tests doivent être inscrits et conservés dans le dossier du candidat de formation

permanente. La documentation appropriée de formation sera fournie au candidat retenu et des

copies gardées par l'organisation de la formation.


Incapacité de manier correctement ou répondre à un incident du contrôle de puits qui résulte une

éruption.

3. Est-ce que tous les nouveaux employés sont formés de leurs positions sur l’appareil en cas

d'une venue de gaz




Critères:

Le candidat devrait recevoir des Instructions générales dans les premiers 6 mois de leur emploi sur

le but, el les opérations et la maintenance suivantes, compatible avec leurs devoirs assignés: 1.type

d’obturateurs Annular 2.type de mâchoire de l’obturateur 3. System Accumulateur 4.les obturateurs

interne de l’obturateur(IBOP) 5. Les vannes de sécurité 6.chokes et manifold 7. Les dispositifs de

mesure de niveau du fluide. Les instructions sur la pression de formation, Pression Hydrostatique,

venues de gaz, éruption, définition et les causes d'une venue, les indicateurs de venues, définition et

causes des éruptions, les procédures de fermeture.

Les Instructions sur le Matériel et les procédures de Wireline : Le candidat devrait recevoir les

matériel et les procédures utilisé lorsque des opérations du wireline sont réalisées, les composants

de l’unité, Types de wirelines, Graisseurs. 66


A) influx excessif. B) Dépasser le Padm ou MASP (la pression maximale admissible en

surface)



III. Analyses de résultats:

N° Section

Section inspecté Score actuel

Score possible

La conformité actuelle %

La conformité possible %

1 L’Accumulateur 175 190 92,1 % 100 % 2 Les Obturateurs 170 200 85.00 % 100 %

3 Circuit Manifold 115 120 95.83 % 100 % 4 Séparation de gaz 20 20 100 % 100 %

5 Les Obturateurs internes de garniture (Inside BOP), Les Vannes, et Flotteurs

40 40 100 % 100 %

6 La sécurité des masses tiges 10 15 66.66 % 100 % 7 Les Indicateurs de débit 30 30 100 % 100 % 8 Tubage 10 25 40 % 100 %

9 Les Procédures de manœuvre 55 65 84.61 % 100 % 10 Les Exercices 20 30 66.66 % 100 %

11 Spécifications de l’appareil de

forage 130 140 92.85 % 100 %

12 Les Formations d'équipe de l’appareil de forage

15 15 100 % 100 %

Total 790 890 88.76 % 100 %

Échelle d'évaluation : excellent 90-100 bien 80-89 moyen 70-79 faible 0-69 =Bien

0

50

100

150

200

250

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Score acctuelle

score possible



IV. Les Résultats non-conformités :

IV.1 Les Résultats non- conformités critiques

Les résultats critiques sont basés sur les points faibles trouvés pendant un audit qui ont la possibilité

à mener à une perte de contrôle des puits en cas d’une venue :

Les obturatures: - Est-ce que les obturateurs a été un champ de démonté et inspecté conformément à

Niveaux de l'API (3-5 ans)? (Pas de documentation disponible)

IV.2 Les Résultats non- conformités majeures

Les résultats majeures sont basées sur les défauts qui peuvent mener à l’endommagement des

équipements essentiels ou avoir un effet nuisible sur les opérations de well control en raison d'usage

inadéquat et/ou échec de matériel :

Les Procédures de manœuvre : - Est-ce que les BOPs de type ram sont opérés au mois chaque

manœuvre et tout les vannes de choke et kill line sont rincés chaque manœuvre ?

IV.3 Les Résultats non- conformités mineures

Les résultats mineures sont basés sur les défauts trouvés qui peuvent mener aux situations qui

contribuent à un incident ou aux circonstances dans lesquelles les normes exigés de l'opération ne

sont pas répondues :

L’accumulateur : - Est-ce qu'il y a une lumière sur le plancher de forage en faciliter de vue de le

foreur et sur l'accumulateur pour indiquer que l'accumulateur ou les pompes sont en service ?

- Est-ce que toutes les lignes de contrôles d’accumulateurs inutilisés sont bouchées ?

Les obturatures: -Est-ce que l’annulaire ont bouteille de surtension ?

- Est-ce que les raccords WECO marteau 1502 installé sur les vannes de tubage de surface?

- Est-ce qu'il y a un tester plug et un tester cup ou une cup packer sont utilisés pour tester les BOPs?

- Est-ce qu’elle est connectée correctement ?

- Est-ce que les pressions de fermeture recommandé des l’obturateurs annulaires pour tester sur la

tige de forage est connu et utilisé lors du test ?

Circuit Manifold : -Est-ce qu’il ya un système de réserve d’urgence pour opérer le choke

hydraulique (pompe manuelle ou Azote) dans le cas de l'air du chantier devient indisponible?

La sécurité des masses tiges: -Est-ce que les masses tiges peuvent être connectées rapidement vers

le bas?

Tubage : - Comment est surveillée l’usure de tubage et est-ce que suffisant pour l'application?

-Est-ce que fourrure de protection de tubage ( casing wear bushing ) utilisé lors du forage ?

Les Exercices : - Est-ce qu’il ya "dans le cas des masses tiges" des Exercices effectué et traités

comme précédemment?

- Est-ce qu’il ya "en surface" des Exercices effectué et traités comme précédemment?



Spécifications de l’appareil de forage : - Est-ce que les fiches de contrôles approuvés de tuer de

puits sont disponibles sur le plancher de forage, et sont-ils remplis chaque jour ?

Références : 1 American Petroleum Institute 53, Recommended Practices for Blow Out Prevention Equipment Systems for Drilling Wells,

Sec 12.1.e et 12.8 et 12.5.3 et Sec IADC section 2,1.b 2 API Recommended Practice 54, Recommended Practice for Occupational Safety for Oil and Gas Well Drilling and Servicing

Operations, Sec. 6.4.7 3API 53, Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling

Wells, Sec. 12.4.1. 4 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells, Sec. 12.4.4 et Sec.

12.4.5 5 IADC Chapter ² K, B. K2-20, V. H. 2 6 API 16E, Design of Control Systems for Drilling Well Control Equipment Sec. 16E.8 Periodic Inspection and Maintenance. More

specifically 16E.8.2.6 7 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells, Sec. 12.3.6 8 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells, Sec. 12.3.5 9 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells, Sec. 12.4.3 10 API RP 16E Design of Control Systems for Drilling Well Control Equipment, Sec 2.3.2 11 API 53,12.3.2 12 IADC Health, Safety, and Environmental Guidelines for Case Studies for Land Drilling Units, Issue 1, Oct. 2007, Sec.3.3.3 13 International Association of Independent Drilling Contractors Case Guidelines Part 3 Voir 3.3.3 et Sections 3.10 et Sections A3 14 API 51 Onshore Oil et Gas Production Practices for Protection of the Environment, Sec. 6.1.8 15 IADC Section K, S. I. C 16 API 53 Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment System for Drilling Wells, Sec 6.4 17 API Spec 16C Choke et Kill Systems Sec. 9.17

API 53 Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells Section 17.2.4

API Spec 7L Procedures to Mfg., Inspect, Repair, et Remanufacture Drilling Equipment 18 API Recommended Practice 53 Blow Out Prevention Equipment Systems for Drilling Wells, Sec 12.5.3.f

API 12 Sec 5.3(f) et IADC Ch K Sec 2 (1.C) 19 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells, Sec 6.3 20 IADC A. K1-1, II, 0 21 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells, Sec. 17.10.3 22 IADC Chapter K, A. III G.4 23 API 53 Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells Sec 12.3.3 24 (1) API 53, Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells Sec 17.3.2.1

(2) IADC Chapter K, A. III, G.4 25 IADC K. C. V. c. 12. B 26 API 53 Recommended Practice BOP Equipment Systems for Drilling Wells Sections 8.3.1 (a)(1), 27 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells, Sec 8.3.1(c)(5) 28 API 53 8.2. f. 29 IADC K2·2, I. E. 2 30 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells Sections 8.5 31 IADC - see figure K1-3E 32 API 53 RP sec 8.3.1(c)(1) 33 IADC K. B. K1·14, III. F.1. b 34 API Recommended Practices 8.2 (i) (j) 35 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells Sec 15.9



36 API 53 Recommended Practice Blow Out Prevention Recommended Equipment Systems for Drilling Wells Sec 15.11 37 SPE Paper No.20430: Mud Gas Separator Sizing and Evaluation, Referenced in IADC 38 API 53 15.2 39 API 53 15.1 40 API 53 15.5 41 API 53 Recommended Practices for Blow Out Prevention Equipment Systems for Wells Sec 15.7 42 API 53 Sec. 15.8 43 API 53 SEC 15.6

44 IADC K, K·3, III. A & B 45 API 6A 46 API 53 Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells, Sec 11.3.d 47 API 59 Recommended Practice for Well Control Operation, Sec 11.3 MMS 250.408 (a) (3) (4) 48 API 59 Recommended Practice for Well Control Operation, Sec 11.3 MMS 250.408 (a) (5) 49 American Petroleum Institute 59 Recommended Practice for Well Control Operation, Sec 11.3 50 Appendix B of API 59. Also Sections 9.1.1 Sections a • h. 51 API 59, Recommended Practice for Well Control Operations, Sec 9.1. Sections a-h 52 API 59 9.1.1.1 & 9.1 et API 59 9.1.1.4.c 53 IADC J. J12·3. II. C 54 API Specification 54 Recommended Practice for Occupational Safety for Oil and Gas Well Drilling Servicing Operations

Sec 9.15.1 55 API 54, Sec. 6.5.1 56 API 54 Sec. 9.3.12 57 API RP 500 Electrical Classifications 1997 sec 10.4.5 et sec 11.4.1, API 54 sec 9.14.8 58 API sec 7.1.3 -7.1.5 59 API 54, Sec.12.1.4 60 API 54 sec 9.1.6 et API RP 500 et API RP 505 61 API 54 sec 7.2.2, 7.2.7 ,12.1.3 et API 74 sec 6.4.2.4 et sec 7.5 62 ANSI RP Y 1999 industrial lighting et API 14F page 52 et API 54 sec 9.14.7 63 IADC Health, Safety, and Environment Case Guideline for Land Drilling Units, Issue 1.0 Oct 2007, Sec 3 64 International Association for Drilling Contractors Case Guideline for Drilling Contractors sec 3.4.6 65 API 54 Sec 6.1.3, et API RP T-6 Training and Qualifications for Well Control Equipment and Techniques for Wireline

Operations on Offshore Locations Sec. 2.2 (c) et API sec 6.1.8 et IADC HSE Case Guidelines Part 2 Land Drilling Units,

Issue 1.0, October 2007, Sec 2.2.4.3 66 API RP T–6 sec 2.2(d)

Conclusion

Conclusion

A travers notre étude de l’audit de contrôle de venue sur l’appareil de l’ENTP TP206 qui

obtenue à un pourcentage de conformité de 88 % sur le total de conformité désiré avec une

estimation "bien".

Mais nous avons remarqué une manque de conscience de l'équipage sur le contrôle des

venues et aussi manque de propreté sur le milieu de travail qui cause de nombreux incidents

surtout aux niveaux de plancher.

Pour cela l’audit d’un appareil de forage joue un rôle important pour assurer le meilleur

contrôle de puits et comme un outil d'analyse des risques à prévenir de manière proactive

pour le contrôle du puits et augmenter la conscience de l'équipe.

L’audit de l’appareil de forage a permis aux nombreux opérateurs à travers le monde de

gagner le temps et le coute par minimisation des incidents critiques les plus fréquent sur le

puits.

Bibliographie

Bibliographies

[1]- Quality management systems-Fundamentals and vocabulary, International standard

ISO 9000 Third edition, September 2005

[2]- http://fr.wikipedia.org/wiki/Audit

[3]- Technique d’exploitation pétrolière de forage, Jean-paul NGUYEN, 1993

[4]- ÉQUIPEMENT DE CONTRÔLE DE VENUE ENSPM Formation Industrie —

IFP Training , 2006

[5]- Rig Train well control manual, revision 02 naftogaz,P61-70,P77-84, 2005

[6]- American Petroleum Institute 53, Recommended Practices for Blow Out Prevention

Equipment Systems for Drilling Wells third edition, march 1997

[7]- American Petroleum Institute 54, Recommended Practices for for Occupational

Safety for Oil and Gas Well Drilling and Servicing Operations third edition,

August 1999

[8]- American Petroleum Institute 16E, Design of Control Systems for Drilling Well

Control Equipment first edition, October 1990

[9]- American Petroleum Institute 51 Onshore Oil and Gas Production Practices for

Protection of the Environment second edition, September 1995

[10]- American Petroleum Institute 6A Specification for Wellhead and Christmas Tree

Equipment effective date, February 2005

[11]- American Petroleum Institute 16C Specification for Choke and Kill Systems first

edition, January, 1993

Bibliographie

[12]- American Petroleum Institute RP 7L Procedures for Inspection, Maintenance,

Repair, and Remanufacture of Drilling Equipment first edition, December 1995

[13]- American Petroleum Institute RP 12R1 For setting, maintenance, inspection ,

operation, and repair of tanks in production service, fifth eddition October 1997

[14]- American Petroleum Institute RP 59 for Well Control Operation, 1997

[15]- American Petroleum Institute RP 500 et RP 505 for Classification of Locations for

Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified, 2002

[16]- American Petroleum Institute RP 74 for Occupational Safety for Onshore Oil and

Gas Production Operations First Edition, October 2001

[17]- American Petroleum Institute RP 14F for Design and Installation of Electrical

Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and

Class, June 1999

[18]- American Petroleum Institute RP T-6 Training and Qualification of Personnel in

Well Control Equipment and Techniques for Wireline Operations in Offshore Location

First Edition, October 2002

[19]- International Association for Drilling Contractors manual (IADC), 2000

[20]- Rapport de l’audit sur l’appareil TP173 BOOTS AND COOTS, avril 2010

[21]- www.bootsandcoots.com

Annexe 1 : Arrangement typique sur un rig à terre

MAT: Basic mast : WCI Serial : 40-28 Static hook load capacity: 589 T Max wind speed W/pipe racked: 100 Knots

SUBSTRUCTURE: Manufactured: WCI Serial: KU Max rotary load of set back: 318 T

Maxi pipe set back load of rotary load: 363 T TREUIL: Manufactured: NATIONAL / OIL WELL Type: 1320-UE Puissance: 2000 HP Tambour: 30” x 56 ¼ Range (profondeur max de forage) : 6000 m WITH 4 1/2″ 16.60 #

CAPACITE STATIC AU CROCHET : En 08 brins 300 tonnes En 10 brins 366 tonnes En 12 brins 427 tonnes

MOUFLE FIXE : Manufactured : OIL WELL Max rated static hook load : 550 tonnes

MOUFLE MOBILE: Manufactured: OIL MOBILE Capacité: 550 tonnes Nombre de poulies:07

CROCHET : Manufactured : BJ HOOK Type : DYNAPLEX 5500 Capacité: 500 tonnes

CABLE DE FORAGE: Diamter : 1 ½ 6X19 (S) IWRC EIPS BT RHO ZL 008006 MBL 103 T Charge de rupture effective: 117 T/brin

TABLE DE ROTATION : Manufactured : NATIONAL OIL WELL Serial: H4220/658 H Max table speed: 350 RPM Opening: 37 ½

TETE D’INJECTION: Manufactured : NATIONAL Type: P-400 Serial: H6284 Capacité: 500 tonnes

POMPE A BOUE : Number :02 Manufactured : LEWCO Type : 12P160 Puissance d’entrée : 1600 HP

Chemisage Et Pressions : 7″ 1/4 pressure max 3200 Psi 7″ pressure max 3430 Psi 6″ ½ pressure max 3980 Psi 6″ pressure max 4670 Psi 5″ ½ pressure max 5000 Psi

SALLE SCR : Manufactured : IER Modèle : 1500

MUD CLEANER : Derrick FLC 514

MTU ENGINE MODEL T1237M34 (Nombre:05) KVA : 1400 – KW : 902 – VOLT : 600 – RPM : 1200

CAT ENGINE MODEL 3508 ( Nombre : 02) : KVA : 725 – KW : 580 – VOLT : 400 RPM : 1500 – Hz : 50 – AMP : 1046

CAT ENGINE MODELE 3406 EMERGENCY : KVA : 400 – KW : 320 – VOLT : 480 RPM : 1800 – Hz : 60

EQUIPEMENTS DE SECURITE: KOOMEY UNIT: Manufactured : SARA Model : TC220 – 11BT3 Serial N°: 1228-05-AR Acc. Capacity: 11 Gal Acc. Bottle Number: 22 Reservoire capacity: 220 Gal

BOPS: Annular 13″ 5/8 Marque: HYDRIL Type: GK 5000 Latched head : Ram BOP 13″ 5/8 5000Psi Model : double Marque: CAMEROUN Type: U Coflex hose 4″ 1/16 10000 W/ Hub connection

KILL LINE VALVES : HCR : 4″ 1/16 5000 Psi Manual : 4″ 1/16 5000 Psi R – check valve : 4″ 1/16 5000 Psi CHOKE LINE VALVES: HCR : 4″ 1/8 5000 Psi Manual : 4″ 1/8 5000 Psi

MANIFOLD PORTE DUSES: Manufactured : FMC W. Pressure : 5000 Psi Duse manuelle : 3″ 1/16 5000 Psi W/ H2 - 2″ Hydraulic choke : Superior 3″ 1/16 5000 Psi

VANE DE CIRCUIT: Manufactured : CAMEROUN 4″ 1/16 5000 Psi number : 07 4″ 1/8 5000 Psi number : 06 4″ 1/16 3000 Psi number : 03

MUD TANK: MUD TANK SHALE SHAKERS CAPACITY 32 M

3

Mud tank N° 1 capacity : 74 m3


Mud tank N° 3 ( mixing and reserve tank # 1) capacity : 74 m

3 Mud tank N° 4 (reserve tank # 2) capacity : 74 m

3

Mud tank N° 5 (reserve tank # 3) capacity : 74 m3


MUD AGITATORS: Manufacturded: BRANDT Type: MA – 15 Number: 02 Type: MA - 20 Number : 12

SHALE SHAKERS:

Derrick FLC 514

Annexe 2 : Caractéristiques de l’appareil TP 206

Résumé :

Summary:

Le forage pétrolier est souvent confronté à des défis d’ordres techniques liés à la traversée des

formations profondes contenant de fluides sous pression qui pourraient mener a des incident mettre en danger la vie humaine, l’équipement et l’environnement.

L’audit d’un appareil de forage est un service qui permet d’étudier et de visualiser et de

mesurer l'état actuel des composants de l’appareil de forage par l'atténuation des dommages et

de prendre des mesures correctives pour avoir des équipements dans des bonnes conditions lorsque vous essayez de gérer l’événement de contrôle du puits.

Par conséquent nous avons apte pour le choix de l’audit sur l’appareil de l’ENTP (TP 206) en tant que l’un des grande entreprise opérons dans le secteur de forage pétrolier dans l’Algérie.

Cette étude pour but de vérifié que l'installation de tout les équipements de contrôle des venues (accumulateur, BOP, Inside BOP, gaz séparateur, choke…) sur l’appareil, et assurer que les

pratiques de forage (la sécurité des masses tiges, indicateurs de débit, tubage, les Procédures de manœuvre, spécifications de l’appareil de forage, les Exercices) sont appropriée et compatible

aux recommandations internationale, chaque élément passe à l’audit sera noté par des points du score possible puis les résultats dans ce rapport sont définis et pesés selon ca gravité pour les éléments non-conformité à des résultats critiques, majeures ou mineurs.

Drilling rig is often faced with challenges of technical orders related to the crossing of deep formations containing fluids under pressure that could lead to incidents of endangering human life, equipment and environment.

Well control rig audit is a service that allows to visualize and measure the present condition of the Drilling Rig evaluation components of the rig by mitigating damages and taking corrective actions to have the Drilling Rig evaluations equipment readily available in proper conditions when trying to handle a well control event

Therefore we fit the choice for Well Control rig audit on the rig TP206 (ENTP company) as one of the great company operates in the oil drilling sector in Algeria for goal of Verify proper

installation of all well control equipment (accumulator, BOP, Inside BOP, gas separator, chokes…)

and to ensure “good drilling practices” ( drill collar safety, flow indicator, casing, rig

specification, drills, rig crew training ) are appropriate and compatible with international recommendations, each item passes to the audit will be noted by points of the possible score after that The findings in this report are defined and weighted for Non Compliance items according to its gravity to critical findings, major and minor findings.